Tesis-registros geofísicos

FACULTAD DE INGENIERÍA
“PRINCIPIOS DE MEDICIÓN DE LOS
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS”
T E S I S
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE
INGENIERO GEÓLOGO
PRESENTA
GUSTAVO ALBERTO RICCO MACEDO
DIRECTOR DE TESIS:
ING. HÉCTOR RICARDO CASTREJÓN PINEDA
MÉXICO, D.F.
2012
UNIVERSIDAD NACIONAL
AUTÓNOMA DE MÉXICO

PRINCIPIOS DE MEDICIÓN DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS Índice
I
Índice I
RESUMEN V
Capítulo 1.- Introducción
1.1. Desarrollo histórico de los registros 1
1.2. Principales aplicaciones de los registros 10
1.3. Clasificación de los registros 13
1.4. Adquisición de los registros 15
Capítulo 2.- Conceptos básicos de las propiedades petrofísicas en las rocas
2.1. Porosidad 19
2.2. Permeabilidad 22
2.3. Saturación de fluidos 24
2.4. El proceso de invasión de la formación 25
Capítulo 3.- Registros de correlación
3.1. Potencial natural o espontáneo
3.1.1.Principio de medición 28
3.1.2.Presentación del registro 36
3.1.3.Correcciones ambientales 43
3.1.4.Aplicaciones 46
3.2 Rayos gamma naturales
3.3 Espectroscopía de rayos gamma naturales
Capítulo 4.- Registros de resistividad
4.1 Registros de conducción de corriente
4.1.1 Registros convencionales 71
4.1.1.1 Principio físico de la herramienta 71
4.1.1.2 Dispositivos de investigación somera 72
4.1.1.3 Dispositivos de investigación media 73
4.1.1.4 Dispositivos de investigación profunda 75
4.1.1.5 Presentación del registro eléctrico 78

II
4.1.1.6 Correcciones a los registros convencionales 80
4.1.1.7 Aplicaciones 80
4.1.1.8 Herramientas de microresistividad 81
4.1.2 Enfocados 86
4.1.2.1 Principio de medición 86
4.1.2.2 Dispositivos de investigación somera 87
4.1.2.3 Dispositivos de investigación media 91
4.1.2.4 Dispositivos de investigación profunda 92
4.1.2.5 Correcciones 96
4.1.2.6 Herramientas microenfocadas 100
4.1.3 Resistividad a través de la tubería 106
4.1.3.1 Historia de la medición de la resistividad a través del revestimiento 106
4.1.3.2 Principio de medición 107
4.1.3.3 Presentación del registro y correcciones aplicables al registro CHFR 112
4.1.3.4 Aplicaciones 115
4.2 Registros de inducción
4.2.1 Principio de medición 116
4.2.2 Dispositivos de inducción 120
4.2.3 Presentación del registro 124
4.2.4 Correcciones 124
4.2.5 Aplicaciones 128
4.2.6 Arreglos de inducción 129
Capítulo 5.- Registros de porosidad
5.1 Registro sónico
5.2 Registros de densidad
5.2.5 Herramientas de litondensidad 187
5.3 Registros de neutrones

III
5.3.3 Correcciones aplicadas al registro de neutrones 222
5.3.4 Aplicaciones de los registros de porosidad neutrón 223
5.4 Resonancia magnética nuclear (NML)
5.4.1 Antecedentes del registro de resonancia magnética nuclear 230
5.4.2 Presentación del registro NML 241
5.4.3 Factores que repercuten en la señal del registro NML 241
Capítulo 6.- Registros mecánicos
6.1 Calliper
6.1.2 Funcionamiento de la herramienta calliper 249
6.2 Registros de medición de echados
6.2.2 Herramienta de medición de echados de alta resolución (HDT) 259
6.2.3 Herramienta de medición de echados de alta resolución estratigráfica (SHDT) 261
6.2.4 Herramienta de medición de echados en lodos base aceite (OBDT) 263
Capítulo 7.- Imágenes de pozo
7.1 Imágenes resistivas
7.1.1 Antecedentes de las imágenes de pozo 275
7.1.3 Herramientas eléctricas de imágenes 278
7.1.4 Presentación de los registros eléctricos de imágenes 291
7.2 Imágenes acústicas
7.2.1 Herramientas acústicas de imágenes 293
7.2.2 Herramientas acústicas de evaluación de cementación 302
7.2.3 Presentación de los registros acústicos de imágenes 307

IV
7.3 Videos de pozo 312
Capítulo 8.- Registros durante la perforación
8.1 Registros de hidrocarburos
8.1.1 Registros de hidrocarburos en la industria petrolera 293
8.2 MWD
8.2.1 Mediciones durante la perforación(MWD) 338
8.3 LWD
8.3.1 Registros durante la Perforación (LWD) 345
Capítulo 9.- Conclusiones y Recomendaciones 365
Referencias Bibliográficas 367

RESUMEN
V
Los registros geofísicos de pozos son actualmente una de las principales herramientas y actividades
llevadas a cabo en la gran mayoría de las perforaciones petroleras a nivel mundial. Se utilizan
principalmente para la determinación de las características petrofísicas y litológicas de las
formaciones (su porosidad, el tipo de litología y cualitativamente la saturación de fluidos), así como
también para la interpretación de aquellas formaciones que puedan ser potenciales productoras de
hidrocarburos. Los primeros registros históricos sobre mediciones llevadas a cabo en el subsuelo
datan de los años de 1669 y 1830, sin embargo, no fue sino hasta el año de 1912 que se llevaron a
cabo con éxito los primeros experimentos de prospección eléctrica del subsuelo por parte de los
hermanos Conrad y Marcel Schlumberger. Dichas mediciones aunque en un principio fueron
desarrolladas para la medición e interpretación de las resistividades de depósitos metálicos en las
exploraciones mineras, poco tiempo después se enfocaron casi en su totalidad dentro de la
industria petrolera que crecía arrolladora con el paso de los años.
El primer registro eléctrico llevado a cabo con éxito en un pozo petrolero se realizo un 5 de
Septiembre del año 1927 en el campo Pechelbronn, en Alsace Lorraine, Francia. A partir de esa
fecha se han ido desarrollando constantemente diferentes equipos que tratan de obtener, en
forma casi directa, los valores de las propiedades físicas y químicas de las rocas. A el primer registro
eléctrico comercial desarrollado por los hermanos Schlumberger a principios de los años 30´s se le
denomino como curva lateral, y junto con este surgió casi como por accidente otro registro
denominado como potencial natural o espontaneo. Una década más tarde, para principios de los
años 40´s, se comenzó a trabajar con las propiedades radiactivas de las rocas, siendo las
herramientas de rayos gamma y las herramientas de neutrones las principales representantes de
este tipo de medición. La ventaja significativa que se pudo obtener de ambos registros fue su gran
poder de adquisición en agujeros que estuviesen utilizando lodos base aceite, así como también en
aquellos agujeros que tuvieran ya una tubería de revestimiento.
Poco tiempo después, para principios de los años 50´s, se comenzó a utilizar corriente altera para
registrar pozos que estuviesen utilizando lodos base aceite, y fue entonces cuando surgieron casi al
mismo tiempo los registros de inducción, diseñados específicamente para trabajar en tales
condiciones de pozo. Por esas mismas fechas también se comenzaron a desarrollar y utilizar
diversas variedades de herramientas eléctricas, cuyos principios de medición se basan
principalmente en el enfoque de la corriente hacia las formaciones (las laterolog), patines con un
sistema de electrodos con un espaciamiento muy pequeño, (microregistros de resistividad), así
como también herramientas que permitieran obtener un registro continuo sobre la desviación y
azimut del agujero, así como también el echado y el azimut de las formaciones a profundidad
(herramientas de medición de echados).
Posteriormente surgen para finales de los 50´s y a principios de los años 60´s los registros sónicos
de porosidad, los registros de densidad, los registros de litodensidad, los registros de evaluación de
la cementación (CBL-VDL) y, para finales de los años 70´s, las herramientas de propagación
electromagnética (EPT) y los registros durante la perforación (LWD). Poco tiempo después de que
comenzara la década de los 80´s, se fueron desarrollando y mejorando casi la gran mayoría de las

RESUMEN
VI
mediciones que se podían obtener con la mayoría de las herramientas de registros, al comenzar
toda una era de digitalización tanto en los equipos de cómputo, como en la electrónica y los
circuitos eléctricos.
Fue así como surgieron a lo largo de los 80´s y los 90´s muchas de las herramientas más modernas
que existen en la actualidad. Dentro de estas se encuentran las herramientas de resistividad a
través del revestimiento (CHFR), las herramientas de imágenes eléctricas, las herramientas de
imágenes acústicas, así como también los videos de pozo. Hoy por hoy se puede decir que algunas
de las mediciones más modernas que se pueden obtener en los pozos petroleros son la adquisición
de imágenes de pozo junto con algunas de las respuestas que se obtienen por medio de algunos de
los registros mencionados con anterioridad, ahora dentro de las herramientas LWD, lo que permite
obtener e interpretar la información proveniente de las formaciones en tiempo real.
Aunque en un principio los registros se desarrollaron con la finalidad de identificar zonas de
resistividad en las exploraciones mineras, no quiere decir que no puedan utilizarse en otras áreas.
Entre las principales destacan la Hidrogeología, la Geotecnia, la Geotermia y la Minería, sin
embargo, la industria petrolera es en donde su utilización se da con muchísima más frecuencia,
debido en gran medida a las fuertes inversiones que se manejan en ese rubro. En la actualidad
existe una gama muy amplia de registros que son operados tanto en pozos petroleros en tierra,
como en pozo petroleros costa afuera. La manera en que todos son clasificados va desde el
principio físico de medición que utilizan las herramientas, así como también de acuerdo a la
propiedad física medida de las formaciones. De acuerdo a su principio físico de medición, tenemos
los registros de resistividad y de porosidad, mientras que de acuerdo a la propiedad física medida,
tenemos a los registros de correlación, los de resistividad, los de porosidad, los registros mecánicos,
los registros de imágenes, los registros de temperatura y los registros en agujero entubado. Todos
ellos son operados por medio de unidades móviles de registros en tierra a los que comúnmente se
le conoce como unidades de registros, o bien en el caso particular de la compañía Schlumberger,
como unidades tipo MAXIS.
Se puede decir que la principal finalidad de todos los registros de pozos es la evaluación e
interpretación de las propiedades físicas, petrofísicas, químicas y mecánicas de las formaciones,
tanto de forma cualitativa como de forma cuantitativa. Entre las principales aplicaciones que se les
puede dar se tienen por ejemplo: determinación de la litología, evaluación de la calidad de la
cementación, determinación de la saturación de agua (Sw) y el factor de formación (F), correlación
e identificación de límites entre capas, etc.
Finalmente, el principal objetivo de este trabajo de tesis es que se pueda convertir en algún futuro
cercano en una valiosa herramienta de información tanto para los geólogos, geofísicos y petroleros
respecto al principio de medición que utilizan la gran mayoría de los registros de pozos que existen
en la actualidad, conocer los factores que puedan llegar a afectar las mediciones obtenidas, las
principales correcciones aplicadas a las lecturas, así como también las principales aplicaciones
especificas para cada tipo de registro.

CAPÍTULO 1.-
INTRODUCCIÓN
1.1 Desarrollo histórico de los registros
1.2 Principales aplicaciones de los registros
1.3 Clasificación de los registros
1.4 Adquisición de los registros

CAPÍTULO I.- INTRODUCCIÓN Estado del arte
1
1.1 Desarrollo histórico de los registros geofísicos de pozos
Es posible definir a un registro geofísico de pozo como "toda aquella obtención grafica de una
característica física de una roca u formación que es atravesada por un pozo, en función de la
profundidad" (R.Desbrandes). Inicialmente se desarrollaron para la medición e interpretación de
las resistividades de depósitos metálicos a principios del siglo XX en las exploraciones mineras; sin
embargo, el auge de la industria petrolera que nacía arrolladora con el paso de los años, hicieron
que el método se enfocara casi totalmente al registro de pozos petroleros.
Hoy en día el principal objetivo de la gran mayoría de los registros de pozos y las herramientas
empleadas actualmente se enfocan en la interpretación de si es que una formación contiene
hidrocarburos, así como para también poder determinar las características petrofísicas y
litológicas de la formación que los contiene (porosidad, litología y cualitativamente la saturación
de fluidos de la formación). En el pasado, la única manera de conocer estas propiedades era la
inspección y análisis de los recortes litológicos que salían a superficie al momento de la
barrenación. Hoy en día sin embargo, la interpretación de los registros geofísicos de pozos ha
permitido suprimir esta técnica (a excepción de los registros de hidrocarburos abordados en el
Capítulo 8), además de permitir tener una mejor correlación estratigráfica del subsuelo para la
evaluación del potencial petrolero que pueda brindar una cierta área o localidad.
Su utilidad no sólo se encuentra limitada a la búsqueda de hidrocarburos en yacimientos
petroleros, sino que también tiene muchas otras aplicaciones en las distintas áreas que componen
a las Ciencias de la Tierra para la identificación de zonas de interés económico ya sea en
Geotermia para la identificación de intervalos de interés para la generación de energía eléctrica,
en Hidrogeología para encontrar intervalos potenciales acuíferos, en Minería para identificar
mineralizaciones en los macizos rocosos, así como también para la determinación de zonas
contaminadas en la remediación ambiental de suelos y acuíferos, actividad que está tomando
mucho auge en la actualidad.
Los comienzos de los registros se remontan a inicios del siglo pasado. Los primeros experimentos
de prospección del subsuelo se llevaron a cabo en 1912 por Conrad y Marcel Schlumberger,
ingenieros de la Escuela Politécnica y de la Escuela Centrale de Paris, quienes desarrollaron un
método de investigación que consistía en enviar una corriente eléctrica al subsuelo al inducirla
entre 2 varillas metálicas, y en dibujar sobre un plano las líneas de potencial constante observadas
en la superficie. La respuesta del experimento de prospección les permitió conocer la naturaleza y
la configuración geométrica de los distintos cuerpos atravesados por el campo eléctrico.
De 1912 a la Primera Guerra Mundial, el método se mejoro en la técnica de medida, así como en la
interpretación de resultados. Para 1920, Conrad Schlumberger y su hermano Marcel se
comenzaron a dedicar de lleno a la prospección del subsuelo y fue para el año de 1927 cuando
ambos efectuaron algunos registros de resistividad en forma experimental con el objeto de
localizar formaciones productoras de hidrocarburos. Oficialmente el primer registro eléctrico
llevado a cabo con éxito se realizó un 5 de Septiembre del año de 1927 en un pequeño campo

2
petrolero llamado Pechelbronn, por los ingenieros petroleros Henri Doll, Charles Sheibli y Roger
Jost en Alsace-Lorraine, Francia.
Este registro, una grafica única de la resistividad eléctrica de las formaciones rocosas atravesadas
por el pozo, se realizó por el método de "estaciones" aplicando el método desarrollado por los
hermanos Schlumberger. Dicho método se basaba en que el instrumento de medición de fondo
(llamado sonda) se detenía intervalos periódicos de tiempo al hacer la medición de la resistividad
de la formación, y una vez que se tenía registrado el dato, se trasladaba a la siguiente estación y
así sucesivamente hasta completar la profundidad total del pozo. El resultado fue una grafica
trazada a mano en la que se detallaban los valores de resistividad aparente, y con ello se pudo
conocer con detalle la interpretación de la columna geológica perforada. (Figura 1.1).
A partir de esa fecha hasta nuestros días se han venido desarrollando diferentes equipos que
tratan de obtener, en forma casi directa, los valores exactos de las propiedades físicas y químicas
Figura 1.1.- Primer registro eléctrico tomado en Pechelbronn, Francia
(Modificado de Martell, 2008).

3
de las rocas atravesadas por el agujero. Pero fue 8 años más tarde después de que los hermanos
Schlumberger desarrollaron su registro eléctrico, que éste se introdujo comercialmente con fuerza
en Estados Unidos, Rusia y Venezuela, y un poco más tarde, en las Indias Orientales Holandesas.
Tuvo un gran impacto como método de análisis del subsuelo y rápidamente se reconoció su
utilidad dentro de la industria petrolera para la medición de la resistividad de las formaciones con
los propósitos de correlación estratigráfica, y principalmente para la identificación de las capas
potenciales portadoras de hidrocarburo (aceite y gas).
A el primer registro se le denominó como curva lateral, y en él se utilizaba un espaciamiento
lateral de 2 metros entre la fuente de emisión de corriente y el punto medio de electrodos de
potencial. Posteriormente se fue mejorando la herramienta hasta que se estandarizó en 18'8". Sin
embargo, un problema de dicho arreglo era que generaba un potencial al entrar en contacto con
el lodo de perforación y la formación, aún cuando no se estuviera induciendo corriente alguna.
Fue por ello que para el año de 1928 se intento eliminar tal efecto al que llamaron Potencial
Espontaneo (SP), pero luego se visualizó la gran utilidad de esta respuesta para la interpretación
cualitativa de los yacimientos y las formaciones.
A medida que los años transcurrían poco después de la realización del primer registro, se comenzó
a dar un gran interés por parte de las empresas y las compañías para conocer las características de
las formaciones. Esto llevó a que las herramientas de toma de registros evolucionaran y sigan
evolucionando incluso hoy en nuestros días, de tal manera que se mejoraron tanto las calidades
de éstas, así como las respuestas a las diversas y tan variadas condiciones que existen al momento
de tomar un registro. Un panorama muy general de cómo ha sido la evolución de los registros
desde sus orígenes hasta nuestros días se detalla a continuación:
• Para el año de 1930, se comenzaron a utilizar cables de registro para poder llevar al fondo
de los pozos, geófonos con la intención de medir el tiempo de transito acústico de las
rocas a diferentes intervalos de tiempo a partir de fuentes de sónicas.
• En 1931 la medición del potencial espontaneo (SP) se incluyó junto con la curva de
resistividad en el registro eléctrico, y en ese mismo año los hermanos Schlumberger
perfeccionaron el método de registro continuo y se desarrolló el primer trazador grafico.
• En 1932 se introdujo al mercado un nuevo tipo de arreglo, con el cual mejoraron la calidad
de la curva, conocida como normal, debido a que detallaba bien los limites de capas, sin
embargo el radio de investigación de la herramienta disminuía.
• En 1934 los hermanos Schlumberger desarrollaron otros dispositivos, como la curva
normal larga, cuya finalidad era lograr tener un mayor radio de investigación. La
conjunción de estos 3 dispositivos junto con el registro de potencial natural integran lo
que hoy se conoce como registro eléctrico (Convencional) el cual predominó hasta finales
de los 50`s.

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• A partir de 1936 se comenzaron a tomar los primeros registros en pozos perforados en
México por las medio de la compañías Royal Duch Shell y la British Petroleum, utilizando
equipos patentados por Schlumberger, y operados manualmente.
• Para 1938, SHELL se convierte en la primera empresa petrolera en perforar pozos con lodo
base aceite. También en este mismo año poco después de la expropiación petrolera el 18
de marzo de 1938, se comenzaron a tomar los primeros registros geofísicos en México por
personal y mano de obra 100% mexicana, reacondicionando el equipo que fue dejado por
las empresas extranjeras hasta que Schlumberger comenzó a vender material y equipo
exclusivamente a México.
• En 1939 se dio un paso adelante al comenzar a trabajar con las propiedades radiactivas de
las rocas. Para esa época el conocimiento de esta propiedad era muy pobre y se utilizaba
el registro de rayos gamma para poder determinar cualitativamente la litología (el grado
de arcillosidad de las rocas) y para tener una correlación geológica mejor detallada.
• En 1940 Schlumberger patentó la primera herramienta de echados anisotrópica capaz de
calcular la dirección y el ángulo de inclinación de las formaciones. La herramienta estaba
compuesta de 3 brazos en conjunto con un dispositivo llamado fotoclinómetro.
• Años más tarde para 1942, se observó que los registros eléctricos no eran adecuados para
encontrar zonas porosas en calizas masivas, y por ello se introdujo el registro de
neutrones que basa su principio en emitir neutrones que interactúan con el hidrogeno de
los fluidos de la formación, relacionándolo directamente con la porosidad. Esto representó
el uso por primera vez, de las propiedades radiactivas de las rocas en un registro y la
electrónica de pozo. A diferencia del SP y las herramientas de resistividad, la ventaja de
estos 2 instrumentos (gamma y neutrón), es que son capaces de hacer registros de
formaciones en agujero ademado, en agujeros llenos de gas o aire, así como también en
agujeros que estuviesen utilizando lodos base aceite, por lo que llego a ser de gran utilidad
en pozos donde nunca antes se había corrido un registro. Esto mejoró las interpretaciones
litológicas y las correlaciones estratigráficas entre pozos.
Poco después se le dio importancia al registro neutrónico como indicador de porosidad. No
obstante, los primeros registros neutrónicos fueron fuertemente influenciados por el ambiente de
pozo, y no fue sino hasta la introducción de la herramienta de medición de porosidad en la pared
(SNP) en 1962 y de la herramienta de registro neutrónico compensado (CNL) en 1970 que el
neutrón fue aceptado como medición de la porosidad.
También fue en ese mismo año que se hizo una gran contribución al estudio de los registros. Se
desarrolló una de las bases teóricas más importantes, sino es que la más importante, acerca del
comportamiento de fluidos a través de un medio al introducirse la Ley de Archie, siendo su
creador Gustav Archie, considerado ahora el padre de la petrofísica.

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Las ecuaciones de Archie se usan rutinariamente en la industria petrolera para poder calcular la
saturación de agua de los reservorios de hidrocarburos, o para determinar la resistividad del agua
en un intervalo donde haya agua de formación.
• En 1945, después de 11 años de estancamiento, los registros eléctricos volvieron a tomar
interés. Los objetivos de exploración y explotación de hidrocarburos eran a mayor
profundidad, encontrándose con carbonatos de espesor delgado. Por tal razón, se
desarrolló una herramienta que semejaba a 2 arreglos laterales en paralelo, conociéndose
a este equipo como Curvas de Calizas. También en ese mismo año se descubre el
fenómeno de la resonancia magnética nuclear de los núcleos ciertos elementos, lo que
permite que años más tarde se desarrollaran las primeras herramientas NML.
• En 1946, los sensores SP de la herramienta de echados fueron reemplazados por
instrumentos de resistividad corta lo que permitió medir el echado en pozos en donde el
SP proporcionaba pocos datos.
• En 1948, se comenzó a utilizar corriente alterna para registrar pozos que se corrían con
lodo base aceite, a esto se le denominó como registros de inducción. Este registro se
desarrolló como resultado del trabajo realizado en tiempo de guerra con los detectores de
minas, para usarse en lodos base aceite. Como el problema no se relacionaba con la
invasión producida por filtrado de lodo base agua, la profundidad de investigación de esta
herramienta era reducida. Sin embargo desarrollos más modernos de tal registro han
permitido también su uso en lodos con agua dulce. La profundidad de investigación del
registro de inducción se ha incrementado gradualmente con los años, a fin de minimizar el
efecto de invasión y el efecto de capas laterales.
• Para 1949 se tenían problemas ya que no había forma ni información que nos permitiera
conocer la vecindad del pozo y fue por ello que se desarrollo el registro Microlog. Con este
registro ya se pudo obtener el factor de formación de las rocas en lugar de medirla, por
medio de electrodos con un espaciamiento muy pequeño, los cuales tendrían contacto
con las paredes del pozo a través de un patín. El registro es útil también para delinear
lechos permeables, y otros instrumentos de resistividad ayudan a establecer el perfil de
resistividad desde la zona invadida cerca del pozo, hasta la zona virgen no invadida (donde
ya no se produce filtrado de lodo). Con este instrumento se pudo conocer también el
diámetro del agujero y si existe o no enjarre en la pared de pozo.
Es en este mismo año que el registro eléctrico original se vio desplazado por los registros de
inducción por su incapacidad de poder tomarse en lodos base aceite.
• Para 1950, PEMEX (Petróleos Mexicanos) adquiere de Schlumberger las primeras unidades
móviles de toma de registros, las cuales contaban con todos los adelantos tecnológicos
hasta esa fecha (Cámaras de 9 galvanómetros y cables de 7 conductores).

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• En 1951 se desarrolló el registro laterolog, que trata de medir la resistividad verdadera de
la formación (resistividad profunda) en lodos muy salados o conductivos. El principio en
que se basa la herramienta es el de enfocar la corriente para mantener la corriente de
medición, por medio de un gran número de electrodos (emitida desde un electrodo
central), con el propósito de obtener una mayor resolución vertical en capas delgadas con
lodos de bajas resistividades. Por estas fechas también se comenzaron a medir las
propiedades acústicas de las rocas, cuantificando el tiempo de transito de estas mismas y
relacionándolo con su porosidad. En la actualidad es una herramienta indispensable en la
evaluación de formaciones.
• Para 1953 se desarrolla la herramienta Microlaterolog, la cual tiene la capacidad de
funcionar en lodos salados. El registro de Microproximidad y el registro de Microesférico
enfocado aparecieron unos años mas tarde.
A través de los años se desarrollaron y utilizaron varias herramientas laterolog. En la actualidad, la
herramienta de registro doble laterolog (DLL) que realiza mediciones laterolog profundas y
someras, es la estándar. También se desarrollaron los registros microenfocados (MicroSFL) los
cuales tenían el propósito de medir la resistividad de la zona lavada o la influencia de la
resistividad del filtrado de lodo y se corre por lo general aunada al doble laterolog (DLL) para tener
las respuestas de las resistividades aparentes en las 3 zonas (zona invadida, zona intermedia y la
zona virgen). Actualmente la herramienta ha evolucionado de tal manera que ahora en lugar de
solo tener 3 curvas, podemos obtener 5 curvas de resistividad enfocada, las cuales se obtienen con
una herramienta llamada HRLA (High Resolution Laterolog Array) o registro eléctrico enfocado de
alta resolución.
Fue unos pocos años después, a mediados de los cincuentas, que aparece la primera sonda de
echados eléctrica de registro continuo que permitía realizar una medición de los echados de la
formación, y hoy en día ha evolucionado de manera que actualmente una herramienta de echados
de 4 brazos registra 10 curvas de microresistividad simultáneamente y un acelerómetro triaxial y
magnetómetros nos proporcionan mediciones exactas sobre el azimut y la desviación de la
herramienta.
• Para 1956 se desarrolla un aparato de inducción de 5 bobinas que combina una curva SP y
una normal de 16” para formar la herramienta eléctrica de inducción. Para 1959 el aparato
de 5 bobinas fue sustituido por uno con un arreglo de 6 bobinas que le permitía realizar
mediciones a mayor profundidad.
• En 1958 Schlumberger patentó su herramienta de proximidad, la cual ayudo a la
interpretación directa de la resistividad de la zona lavada. Hoy en día existen nuevas
herramientas que proporcionan de forma casi directa los valores de resistividad verdadera
de la formación.

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Para finales de los años cincuenta, el registro sónico de porosidad fue finalmente aceptado como
un registro de porosidad confiable. Su medición responde principalmente a la porosidad y es
básicamente independiente de la saturación. El registro sónico, junto con los de resistividad
enfocados (laterolog e inducción), hicieron posible la evaluación moderna de las formaciones en
pozos ya que proporcionaban mediciones de la porosidad, y los registros de resistividad enfocados
proporcionaban la resistividad verdadera de la formación virgen no invadida. Las mejoras
posteriores al registro sónico incluyeron el registro sónico compensado por efecto de pozo (BHC),
el registro sónico de espaciamiento largo (LSS), y las herramientas sónico de arreglo (SDT). Estas
últimas herramientas permiten registrar el tren de ondas completo. Con base al análisis del tren
de ondas, es posible obtener los tiempos de transito de las ondas de Stoneley y de las ondas de
cizallamiento, además del tiempo de transito de las ondas compresionales.
• Para 1960 se comienza a utilizar el registro denominado registro CBL (Cement Bounding
Log) o registros de evolución de la adherencia del cemento. Aún es ampliamente utilizado
y se prefiere a menudo que muchos otros instrumentos de evaluación más recientes de
cemento. De igual forma se crea el prototipo de la herramienta TDT (tiempo de
decaimiento térmico de neutrones) para mediciones de saturaciones de la formación. Lo
que se mide es el tiempo necesario para que para que un cierto porcentaje de neutrones
emitidos por la fuente, sean absorbidos por la formación.
• Otra herramienta que infiere la porosidad se introdujo al mercado a principios de los años
60’s, con el nombre de registro de densidad, la cual depende básicamente de la porosidad
de la formación, pudiendo a su vez precisarse la densidad de la roca en el lugar.
Igualmente para 1960 se patenta la primera herramienta de resonancia magnética nuclear
por parte de la compañía Chevron, con la finalidad de identificar la cantidad de alquitrán
que existía en los reservorios californianos.
• Para 1963 aparece el registro de doble inducción (DIL) que es ahora el estándar. Esta
herramienta está compuesta por una combinación de varios tipos de sondas del arreglo de
inducción convencional. Mide a 2 radios de investigación lo mismo que el registro doble
laterolog, ocupándose en formaciones compactas. Efectúa mediciones de inducción
profunda, inducción media y resistividad somera junto con un aparato Micro SFL en las
herramientas actuales.
Un nuevo registro de doble inducción (inducción Fasorial) proporciona una mejor respuesta a los
lechos delgados, una investigación a mayor profundidad, y un intervalo dinámico de resistividad
más amplio.
• En 1964 surge un nuevo registro que mide la porosidad, el registro de densidad de la
formación compensada (FDC) que compensaba la presencia de enjarre en las formaciones.
Sin embargo, la herramienta ha evolucionado de tal manera que en el año de 1981 surgió

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un nuevo registro, el registro de litho-densidad que proporcionó una mejor medición de la
densidad y una idea más clara de la litología midiendo su factor fotoeléctrico.
• En 1965 Schlumberger finalmente comienza a procesar digitalmente los registros
geofísicos en un camión con los avances tecnológicos de las computadoras, y se comienza
a emplear el registro compensado de neutrones (CNL) que consta de una fuente y dos
detectores de neutrones, para mediciones de porosidad.
• A partir de 1970 es cuando se comienza toda una era de digitalización. El uso cada vez
más frecuente de las computadoras, hizo posible el poder analizar con mayor precisión y
detalle la información brindada por los registros. Se abrieron centros de procesamiento de
registros localizados en lugares estratégicos en distintas zonas del mundo a donde llega la
información por vía internet, radio o bien por teléfono.
Las unidades superficiales se han acondicionado de tal manera que ahora las computadoras
dentro de los camiones de registros han permitido tener interpretaciones más rápidas en el lugar
de obtención, así como mejorar las calibraciones de las herramientas. Al mismo tiempo, las
herramientas de registros se comenzaron a combinar para obtener la mayor información posible
en una sola corrida.
• En 1978, Schlumberger desarrolla una herramienta denominada propagación
electromagnética (EPT, Electromagnetic Propagation Tool) que permite medir la
permitividad dieléctrica en las formaciones, pudiendo con ello obtener la saturación del
agua en la formación a expensas de la salinidad.
• Para 1980, se introdujo una nueva técnica, los registros durante la perforación (LWD). En
lugar de que los sensores se bajen al final del cable de acero, los sensores se encuentran
ahora integrados en la sarta de perforación y las mediciones se realizan mientras el pozo
está siendo perforado. El LWD proporciona medidas de parámetros geológicos de fondo
de pozo y se recuperan cuando la cadena de perforación se retira del agujero.
• En 1981, se introdujo la herramienta SHDT (Stratigraphic High Dipmeter Tool) o
herramienta de echados de alta resolución estratigráfica, la cual presenta características
muy similares al HDT, pero en cada patín se montaron dos electrodos con lo cual se
obtenían ocho curvas de resistividad en vez de cuatro, mejorando notablemente la
cobertura lateral aumentando significativamente la calidad de las correlaciones que se
podían obtener.
• Para 1985, Schlumberger desarrolla una variante de la herramienta de propagación
electromagnética, siendo la nueva herramienta, una DPT (Deep Propagation Tool) o
herramienta de propagación electromagnética profunda cuya diferencia radica en que
permite tener una mayor radio de investigación.

9
• En 1986 Schlumberger dio un gran paso a la era de evaluación de formaciones al
desarrollar la primera herramienta de imágenes microresistivas de pozo (FMS). Esta
herramienta permitía a los geólogos observar y analizar por primera vez la estratificación
en las formaciones, así como también poder observar fracturas y porosidad secundaria
mucho mejor que antes. Y pocos años después para inicios de los años 90´s, patenta la
FMI, que no es más que la evolución de la herramienta FMS.
• Para 1990 Schlumberger comienza a desarrollar ahora la herramienta UBI (imágenes
ultrasónicas del fondo del agujero) la cual utiliza una fuente ultrasónica, transductores
enfocados y tiene la particularidad de poder trabajar en lodos base aceite.
Halliburton también introduce su propia versión de una herramienta de imágenes siendo esta la
herramienta CAST la cual permite tomar imágenes del fondo del agujero utilizando transductores
ultrasónicos enfocados. Tanto la herramienta UBI como la CAST tienen una resolución muy
parecida a las herramientas de microresistividades, pero estas cubren al 100% el agujero
• Para 1991 es que llega la primera unidad MAXIS (adquisiciones multitareas y sistemas de
imágenes) a México, siendo este camión el primero en utilizar telemetría de punta.
Como las exigencias de las compañías petroleras crecían para poder observar en imágenes de pozo
más y mejores detalles de las condiciones de formación, Schlumberger desarrolla en 1991 la
herramienta FMI (herramienta de microimágenes de fondo de pozo) que permitía tener un
cubrimiento mucho mejor que su antecesora la FMS.
• En 1992, Schlumberger desarrolla la herramienta ARI (Imágenes de resistividad
azimutales) la cual permite obtener imágenes de pozo, empleando mediciones laterolog.
• Para los años 2002-2003, se introduce la sonda de medición de elementos por
espectroscopia de captura elemental (ECS), así como el Probador de la Dinámica de la
Formación en Pozo Entubado (CHDT). Esto ha permitido evaluar las complejidades que se
pueden presentar en un reservorio, especialmente en las porosidades de sistemas de
elementos carbonatados.
Como bien hemos visto, ha sido larga y rápida la evolución que han tenido las herramientas de
toma de registros geofísicos. Desde finales de los 80’s hasta la actualidad, diversas empresas
petroleras que trabajan en todo el mundo, ahora han dirigido su atención a poder analizar y
observar de mejor manera las condiciones predominantes que existen en el pozo por medio de
herramientas de imágenes eléctricas, sónicas, de densidad, etc. Correlacionando la información
que estas proporcionan, con la respuesta que brindan las herramientas convencionales. Estas
últimas siguen teniendo un gran campo de aplicación y muy seguramente seguirán evolucionando.

10
Una de las técnicas más modernas que existen ahora es el empleo de imágenes junto a un LWD
para obtener imágenes de pozo en tiempo real al momento de que se realiza una perforación. Sin
embargo tanto Schlumberger como otras empresas petroleras han creado sus variantes para
obtener imágenes de pozo ya sea en lodos conductores o lodos resistivos.
La información que proporcionan estas herramientas de imágenes ayudan mucho a los intérpretes
para poder definir posiciones estructurales de los yacimientos, así como también para poder
caracterizar de mejor manera fallas y fracturas que pudiesen estar presentes en las formaciones.
Tanto geólogos como geofísicos utilizan todos estos datos de azimuts y fallas para refinar mejor las
interpretaciones sísmicas, y con ello poder tener una interpretación más detallada de los
reservorios, una estimación más precisa de reservas y un mejor desarrollo de localización de pozos
petroleros.
1.2 Principales aplicaciones de los registros
1.2.1 Usos y Clasificación de los métodos
En los registros de pozos, el volumen de formación que se abarca para la medición de una
determinada propiedad depende tanto del tamaño de la herramienta que se utiliza, como de su
principio de funcionamiento. De esta manera se puede decir que existen 2 tipos de mediciones:
globales y las microvolumetricas.
1.2.1.1 Mediciones Globales
Los dispositivos de emisión y recepción de señales van dispuestos sobre un mismo eje, el cual
generalmente coincide con el del pozo. La medición comprende un volumen de formación
relativamente grande, cuya forma aproximada es la de un sólido de revolución cuyo eje es el de la
sonda. Como ejemplo de este tipo de medición tenemos los registros eléctricos de resistividad
normal y lateral, así como el registro de inducción (Figura 1.2).
Figura 1.2.- Zonas que comprenden las mediciones Globales. A) Sonda normal y
B) Sonda de inducción.

11
1.2.1.2 Mediciones microvolumétricas
Los dispositivos que se usan para hacer este tipo de mediciones normalmente van colocados
sobre un patín que se mantiene en contacto con la pared del agujero. Su fin es medir las
propiedades de un volumen de formación muy reducido, cercano a la pared del agujero. Ejemplos
de ellos son las herramientas Microlog y Microlaterolog en donde la primera mide por así decirlo
la resistividad de un volumen de formación de forma aproximadamente esférica de unos cuantos
centímetros de radio, mientras que en el segundo la medición adquiere forma de trompeta y no
de semiesfera (Figura 1.3).
1.2.2 Utilidad de los registros
Las aplicaciones que tienen los registros en el campo son muy variadas, sin embargo eso no les
hace perder su función principal que consiste en poder brindar información de utilidad sobre un
pozo, que podemos ver desde un punto de vista cualitativo, así como también de un punto de
vista cuantitativo.
1.2.2.1 Análisis Cualitativos
Estos estudios o análisis generalmente permiten, mediante el uso de uno o varios tipos de
registros y con información procedente del pozo, resolver problemas como:
1.-Definir si hay la presencia de hidrocarburo en las capas.
2.-Cuántos horizontes con hidrocarburos podemos encontrar.
3.- Si las formaciones probables productoras de hidrocarburos son permeables.
4.- Los límites de las formaciones, de acuerdo con las variaciones de espesores.
Figura 1.3.- Zonas que comprenden las mediciones microvolumetricas. A) Microlog y B)
Microlaterolog.

12
5.- Correlaciones de pozo a pozo para la elaboración de planos estructurales.
5.- Determinación de fallas estructurales.
6.- Definir, por correlación con los registros de otros pozos, si el pozo será productor de
gas o aceite.
7.- Si hay la posibilidad de encontrar otros horizontes productores a mayor profundidad.
8.- Si fueron ya probados en todos los pozos, todos los horizontes con la posibilidad de ser
productores.
1.2.2.2 Análisis cuantitativos
Consisten básicamente en la obtención de la porosidad y la saturación de agua de los yacimientos.
Con ayuda de estos en conjunto con los análisis cualitativos e información adicional de los
yacimientos, se pueden a su vez elaborar estudios o tomar decisiones sobre:
• Qué cantidad de hidrocarburos existe en los yacimientos encontrados por el pozo y que
cantidad de ellos puede recuperarse.
• Si es o no costeable la terminación del pozo.
• A qué profundidad deberá cementarse la ultima tubería de revestimiento.
• Qué intervalo(s) deberá(n) dispararse para explotar el pozo.
• Si el pozo origina a su vez la perforación de otros pozos, hacia qué rumbo y distancia
deberán perforarse éstos y qué profundidad deberán tener.
1.2.3 Otras aplicaciones a las Ciencias de la Tierra.
En la actualidad los registros geofísicos tienen su principal campo de aplicación a la industria
petrolera debido a que las inversiones que se manejan en ese rubro son muy fuertes y por ende el
costo de aplicación a la toma de registros se recupera con mayor facilidad, lo que beneficia poder
evaluar si una roca o formación puede contener hidrocarburos para cuantificarlos, o el determinar
si se perforaran mas pozos para la determinación del comportamiento de un yacimiento. Sin
embargo, como ya se menciono con anterioridad, la industria petrolera no es exclusiva para la
toma de un registro; también es posible aplicarlo en otras áreas como lo son las siguientes:
a) Hidrogeología: Las perforaciones que se realizan en esta área son mucho más sencillas al
ser de profundidades muy someras, y su utilización se centra en conocer la salinidad del
agua del acuífero que se esté estudiando, así como también para determinar las mejores
zonas permeables. Sin embargo, no es muy común su aplicación en ella debido a los altos
costos de adquisición. Si se llegasen a utilizar, los registros más empleados son el de
potencial natural, rayos gamma, rayos gamma naturales, sónicos y callipers.
b) Geotermia: Se emplean principalmente los registros neutrónicos, calibrados en rocas
ígneas y metamórficas y los registros de producción como lo son el de temperatura y
presión para la etapa exploratoria de pozos.

13
c) Minería: Aunque en un principio el origen de los registros se remontó al estudio y
evaluación de sitios con algún mineral económicamente explotable, hoy en día su
utilización en minería es mínima. Los principales registros usados son rayos gamma,
registros de inducción y registros de echados.
d) Geotecnia: Se utiliza un equipo muy sencillo (portátil), siendo los registros operados por
cable (wireline) poco empleados. Sirven para determinar el grado de compactación de la
roca así como su módulo de elasticidad. Los principales registros utilizados son sónicos, de
densidad y los de resistividad.
Podríamos decir finalmente que los registros geofísicos nos brindan información muy confiable
acerca de las condiciones predominantes del subsuelo para la búsqueda e interpretación de
alguna característica económicamente rentable. Un panorama muy general de su amplia
aplicación son las siguientes:
 Correlación e identificación de límites entre capas.
 Diferenciación entre rocas bien consolidadas y mal consolidadas.
 Determinación de la permeabilidad en los intervalos.
 Diferenciación entre intervalos acuíferos-petroleros.
 Determinación de la transición acuífero-hidrocarburo.
 Determinación de la saturación de agua (Sw) y factor de formación (F).
 Pronósticos de producción de agua y/o aceite.
 En registros de producción evaluar la densidad y el gasto de los fluidos.
 Determinación de la litología.
 Determinación de la presencia de porosidad secundaria.
 Determinación de la permeabilidad (K) y cálculo del volumen de arcillas (VSh).
 Nos brinda la medida del diámetro del agujero.
 Evaluación de la calidad del cemento.
 Identificación de zonas con posibles daños en la tubería de revestimiento.
 Determinación de corrosión en las tuberías de revestimiento.
 Localización de coples.
 Determinación de la temperatura de fondo.
 Medición de desviaciones.
1.3 Clasificación de los registros
Hoy en día existe una gama muy amplia de registros geofísicos operando en el campo para
obtener ciertas características del subsuelo en función de sus propiedades físicas y litológicas. Sin
embargo, no hay que perder de vista que se deben reconocer los factores que puedan estar
involucrados en un yacimiento al momento de la toma de los registros. A todos ellos los podemos
clasificar de 2 maneras: de acuerdo a la propiedad física medida de la formación, ya sea de forma

14
directa o indirecta, así como también de acuerdo al principio físico de medición que utiliza(n) la(s)
herramienta(s).
 Rt : I-ES, ILD, AIT, 6FF40, DIPH
 Ri : ILM, 8FF32, MIPH
 Rxo : IES, ISF, DISF
 Rt : ES (LAT), LL3, LL7, LLD, ARI
 Ri : ES (LN), SFL, LL8, LLS
 Rxo : ES (SN) ML, MLL, MPL, MSFL
 Registros de Correlación
 Registros de Porosidad
 Registros de Resistividad
 Registros Mecánicos
 Registros de Temperatura
 Registros de Imágenes
De acuerdo al
principio
físico con el
que opera la
herramienta
 Potencial Natural --- SP
 Rayos gamma --- GR
 Espectroscopía de rayos gamma naturales --- NGS
 Registros de densidad --- DL, FDC, LDT, SLDT, QLDT
 Registros de neutrones --- GNT, CNL, SNP , TDT
 Registros sónicos --- SL, VL, BHC, LSS, ASS, SDT, DSI
 Resonancia magnética nuclear --- RMN
 Registros eléctricos
 Registros de Inducción
 Registros calliper
 Registros de echados --- (HDT, SHDT)
 Calibración
 Desviaciones
 Termómetro de máxima
 Imágenes microresistivas de pozo --- FMS
 Microimágenes de fondo de pozo --- FMI
 Imágenes de resistividad azimutales --- ARI
 Resistividad en la barrena --- RAB
 Imágenes ultrasónicas del fondo del agujero --- UBI
 Radiactivo y coples
 Trazadores Radiactivos
 Sónico de cementación (CBL)
 Densidad variable (VDL)
 Temperatura
 Producción
 Registros en agujero entubado

15
1.4 Adquisición de los registros
1.4.1 La operación de campo
Los registros eléctricos por operados por cable (wireline) se llevan a cabo por medio de un camión
de registros, al que en ocasiones se le denomina laboratorio móvil o bien en unidades de registros
marinos. El camión transporta los instrumentos de medición de fondo, suspendidos por un cable
eléctrico y un carrete (winch), así como el equipo de superficie necesario para poder alimentar las
herramientas de fondo y para recibir y procesar la información, y también el equipo necesario
para efectuar una grabación permanente del registro (Figura 1.4).
Figura 1.4.- Fotografía de una unidad de registros actual.
 Registros de Resistividad
 Registros de Porosidad
De acuerdo a la
propiedad física
medida de la
formación
 Rt : Eléctrico --- ES( LAT )
Eléctrico Enfocado --- LL (LL3, LL7)
Doble eléctrico Enfocado ---DLL (LLD)
Inducción --- I-ES
 Ri : Eléctrico --- ES (LN)
Esférico enfocado --- SFL
Eléctrico enfocado --- LL (LL8)
Doble eléctrico enfocado --- DLL (LLS)
 Rxo : Eléctrico --- ES (SN)
Micro eléctrico --- ML
Microenfocado --- MLL
Microproximidad --- MPL
Micro esférico enfocado --- MSFL
 Registros de densidad compensada --- FDC
 Registros de neutrones compensado --- CNT
 Registros Sónicos compensado --- BHC

16
Los instrumentos de medición de fondo se componen por lo general de 2 elementos. Uno contiene
los sensores que se usan para hacer las mediciones y a este se le denomina sonda. El tipo de
sensor dependerá desde luego de la naturaleza de la medición. Los sensores de resistividad usan
electrodos y/o bobinas; los sensores acústicos usan transductores sónicos; los sensores de
radiactividad emplean unos detectores sensibles a la radiactividad, etc.
El otro elemento que compone la herramienta de fondo es el cartucho. Éste contiene los
elementos electrónicos que alimentan a los sensores, que procesan las señales de medición
resultantes, y que transmiten las señales por medio del cable hacia el interior del camión.
Actualmente, la mayoría de las herramientas de registros pueden combinarse fácilmente. Es decir
que tanto las sondas y los cartuchos de las herramientas pueden conectarse entre sí para formar
una sola herramienta y con ello poder realizar muchas mediciones y registros en una sola corrida.
En agujero abierto proporcionan información sobre parámetros tales como el espesor del
yacimiento, porosidad, saturación de fluidos, litología, ambiente geológico de depositación,
presión, permeabilidad, etc. En agujero revestido, los servicios de cable permiten efectuar con
rapidez un buen control de la profundidad, operaciones de disparo, colocación de instrumentos
(tapones, empacadores) y diversas operaciones de control (evaluación de la cementación,
producción, reevaluación de intervalos).
La herramienta (o herramientas) se conectan a un cable eléctrico para poder subir y bajarlas al
pozo. La gran mayoría de estos cables utilizados en agujero abierto están compuestos de 7
conductores de cobre aislados, mientras que los más recientes incluyen conductores de fibra de
vidrio en el centro y 6 conductores de cobre (Figura 1.5). El cable se cubre con un armazón de
acero para brindarle más fuerza y que soporte adecuadamente la herramienta y poder jalarla en
dado caso que se llegase a atorar dentro del pozo.
Los registros se realizan normalmente durante el ascenso de la herramienta en el pozo con el fin
de asegurar la tensión del cable y un mejor control de la profundidad. La transmisión de señales se
realizaba en forma analógica anteriormente y con los avances tecnológicos ahora todo se realiza
en forma digital, mientras el cable por supuesto se utiliza para transmitir la corriente eléctrica
desde la superficie a las herramientas. Pero lo más importante es que el equipo de superficie
Figura 1.5.- Esquema de un cable eléctrico.

17
recibe las señales de la herramienta, las procesa, analiza y responde en consecuencia en
impresiones continuas en papel. (Figura 1.6).
1.4.2 Procesamiento y transmisión de los datos
El procesamiento de señales puede efectuarse en por lo menos 3 niveles: En el pozo (en la
herramienta), a boca de pozo (en el camión) y en un centro de computo central. El lugar donde se
llevará a cabo el procesamiento depende de donde se pueden producir los resultados deseados
con mayor eficacia, donde se necesita primero la información extraída, donde se encuentran los
expertos o donde lo exigen las consideraciones tecnológicas.
Se utiliza comúnmente hoy en día un sistema CSU que lo compone un sistema de computación
digital en casi todas las unidades móviles de Schlumberger en el mundo. Dicho sistema
proporciona la capacidad de poder manejar grandes cantidades de información, superando por
mucho a los sistemas de registros antiguos. También agiliza las operaciones en campo y permite
realizar las pertinentes calibraciones a las herramientas con mucha mayor rapidez, exactitud y
eficiencia.
Cuando es conveniente, se diseña la herramienta de registro para que los datos se procesen en el
fondo y la señal procesada sea transmitida a la superficie. Esto sucede cuando se prevee una
escasa utilidad en el futuro para los datos primarios o cuando la cantidad de datos primarios
impide su transmisión. Sin embargo, en la mayoría de los casos es preferible llevar los datos
primarios medidos a la superficie para su grabación y procesamiento.
Figura 1.6.- Diagrama de una toma de registros
(Modificado de Schlumberger, 2008).

18
Los sistemas modernos de adquisición de datos están formados por sensores cada vez más
complejos a medida que se va mejorando la tecnología, se han mejorado por lo tanto la telemetría
del cable, la electrónica de fondo y el procesamiento de señales en la superficie, lo que nos
proporcionan como consecuencia, una mayor capacidad en la adquisición de y precisión de las
mediciones en pozo. La transmisión de información desde el cable de registro, convierte a este en
un sitio de intenso tráfico de comunicaciones entre los equipos de fondo y la unidad de superficie,
la cual está equipada con una computadora.
Esta última coordina la operación, controla el equipo de fondo, procesa las señales recibidas en
una forma inteligible para los usuarios y permite además:
• La reproducción de información y la transmisión eficiente hasta las unidades de cómputo
mayores.
• Las evaluaciones rápidas a boca de pozo.
• El control de calidad de los registros
• Escalar los registros
• Calibrar las herramientas, etc.
Las unidades CSU cuentan con numerosas rutinas (histogramas, diagramas de interrelación,
computadoras rápidas) que facilitan el control de la calidad, y al mismo tiempo permiten aplicar
correcciones para los efectos ambientales. Los registros deben de ser correlacionados entre sí y
con la información restante para realizar un análisis mejor detallado sobre: descripción litológica,
datos de pozos vecinos, experiencia local, etc.
Como ya se mencionó, la transmisión de la información puede dividirse en 2 etapas: La primera
entre la sonda y el equipo superficial, y la segunda entre el equipo superficial y la central de
operaciones del grupo de servicio. En un principio era una tarea muy tardada al terminar de correr
un registro el tomar las decisiones, debido a que el tiempo que se llevaba desde la obtención, el
transporte del registro, su análisis y resultados era muy grande. Sin embargo hoy en día con los
grandes avances en materia de telecomunicaciones ya es posible tener los resultados y tomar
decisiones con un tiempo mucho menor ya sea en el mismo sitio de toma del registro o bien
llevando la información a una central de operaciones de servicios en donde llega la información en
tiempos muy cortos.
Prácticamente hoy en día todos los modelos y ecuaciones comunes para la interpretación de
registros, pueden ejecutarse en las unidades CSU. Las calibraciones preliminares al registro, en los
talleres y en el sitio del pozo, garantizarán la exactitud requerida en las mediciones, y el procesado
de información ya sea por via satelital, telefónica o por medio de microondas permite tener
tiempos mucho más cortos para la toma de decisiones.

CAPÍTULO 2.- CONCEPTOS
BÁSICOS DE LAS PROPIEDADES
PETROFÍSICAS EN LAS ROCAS
2.1 Porosidad
2.2 Permeabilidad
2.3 Saturación de fluidos
2.4 El proceso de invasión de la formación

CAPÍTULO 2.- CONCEPTOS BÁSICOS DE LAS PROPIEDADES PETROFÍSICAS EN LAS ROCAS
19
2.1 Porosidad
La porosidad es una de las propiedades petrofísicas mas importantes que podemos interpretar en
una formación que sea apta para contener fluidos, ya que nos puede decir en el área petrolera
qué tanto hidrocarburo almacenado puede haber en las rocas y poder con ello calcular las reservas
probadas por medio de registros de producción, o bien en hidrogeología la cantidad de agua
máxima que puede extraerse de un pozo sin afectar el acuífero. Podríamos con esto definir
entonces a la porosidad como la relación que existe entre el volumen de espacios huecos que hay
dentro de las rocas y el volumen total de esta. El símbolo que le distingue es Ø.
La porosidad puede ser de 2 tipos: efectiva o absoluta, y por medio de los registros de pozos se
puede obtener una u otra dependiendo del tipo de herramienta que se esté utilizando. La
porosidad efectiva se define como el cociente que resulta de dividir el volumen total de poros
comunicados, entre el volumen total de la roca (Ecuación 2.1).
𝑷𝒐𝒓𝒐𝒔𝒊𝒅𝒂𝒅 𝒆𝒇𝒆𝒄𝒕𝒊𝒗𝒂 (Ø𝒆) =
𝑽𝒐𝒍. 𝒅𝒆 𝒑𝒐𝒓𝒐𝒔 𝒄𝒐𝒎𝒖𝒏𝒊𝒄𝒂𝒅𝒐𝒔
𝑽𝒐𝒍. 𝒕𝒐𝒕𝒂𝒍 𝒅𝒆 𝒓𝒐𝒄𝒂
𝑿 𝟏𝟎𝟎
Mientras que a porosidad total o absoluta se define como el cociente de dividir el volumen total
de poros (comunicados y no comunicados) entre el volumen total de la roca (Ecuación 2.2).
𝑷𝒐𝒓𝒐𝒔𝒊𝒅𝒂𝒅 𝒕𝒐𝒕𝒂𝒍 𝒐 𝒂𝒃𝒔𝒐𝒍𝒖𝒕𝒂 (Ø 𝑻) =
𝑽𝒐𝒍. 𝒕𝒐𝒕𝒂𝒍 𝒅𝒆 𝒑𝒐𝒓𝒐𝒔
𝑽𝒐𝒍. 𝒕𝒐𝒕𝒂𝒍 𝒅𝒆 𝒓𝒐𝒄𝒂
𝑿 𝟏𝟎𝟎
La porosidad que podemos encontrar en las formaciones subterráneas al momento de evaluar los
registros, puede variar de una manera amplia. Los carbonatos densos por ejemplo, calizas y
dolomías, así como también las evaporitas (sal, anhidrita, yeso, silvita, etc.), pueden tener una
porosidad prácticamente de cero a menos que estén fracturadas. Las areniscas bien consolidadas
por otro lado, pueden tener una porosidad entre un 10% y 15%, mientras que aquellas arenas que
no se encuentren consolidadas (formaciones deleznables) pueden tener una porosidad más arriba
del 30%.
Las lutitas o arcillas son un caso especial cuando se trata de evaluar un yacimiento, ya que pueden
tener una porosidad con un contenido de agua muy alta (arriba del 40%) sin embargo, los poros
individuales que le constituyen son generalmente demasiados pequeños, lo que vuelve a la roca
prácticamente impermeable al flujo de líquidos sin importar si su porosidad es alta.
Dicho esto podemos clasificar la porosidad en las rocas de acuerdo a su origen según la disposición
física del material que rodea los poros, y a la distribución y forma de los poros. Algunos autores las
definen como porosidad primaria u original y porosidad inducida o secundaria. La porosidad
original es aquella que se desarrolla en las rocas desde el momento de su depósito, y que no han
sufrido ningún tipo de alteración que afecte o altere la distribución de los poros.
Ecuación 2.1
Ecuación 2.2

20
Una arenisca limpia con granos de una forma más o menos esférica y que estén apiñados entre
ellos, es el ejemplo típico de la porosidad original. Aquellas rocas que tienen porosidad original son
mas uniformes en sus características.
Casos típicos de la porosidad primaria en las rocas son las siguientes:
La porosidad secundaria o inducida es aquella que se desarrolla posterior a la depositación de los
sedimentos que dan lugar a las rocas, y que por factores diagenéticos como la acción de las aguas
de formación en la disolución y cementación, o fuerzas tectónicas como fracturamiento y
disgregación, etc. afectan la porosidad original en algunos casos reduciéndola o aumentándola. Se
pueden presentar tensiones en la formación causando redes de grietas, fisuras o fracturas que se
agregan al volumen de los poros, sin embargo, en general el volumen real de las fracturas es
relativamente pequeño. Estas normalmente no aumentan la porosidad de la roca de manera
significativa, aunque en algunos casos puede aumentar la permeabilidad en gran medida.
Casos típicos de la porosidad secundaria en las rocas son las siguientes:
Existen varios procesos que pueden afectar la porosidad de las rocas sedimentarias, entre ellos
tenemos:
 Acomodo de los granos: si los granos son esféricos y casi todos del mismo tamaño, se dan
diferentes tipos de porosidades de acuerdo a los arreglos geométricos que se puedan
presentar.
Figura 2.1 Tipos de porosidad primarias en las rocas.
Figura 2.2.- Tipos de porosidad secundaria en las rocas.

21
Algunos investigadores como Fraser y Graton (1935) realizaron estudios con el fin de poder
obtener la porosidad de los diferentes arreglos geométricos que pueden presentar los granos
hipotéticamente esféricos en las rocas sedimentarias. En un arreglo cúbico la porosidad máxima
que puede haber es del 47.6%, en un arreglo hexagonal es de 39.5%, mientras que para un arreglo
rombohedral será del 25.9%.
Cabe señalar que aquí no se toman en cuenta los factores secundarios que pueden provocar
disminución o aumento de la porosidad, por ello son susceptibles a modificarse.
Un esquema de los tipos de porosidades de acuerdo a su arreglo se presenta a continuación:
 Cementación: La cristalización secundaria de cualquier material reduce en gran medida la
porosidad de una roca.
 Angulosidad y redondez de los granos.
 Granulación: Por efecto del peso litostático que existe en las formaciones a profundidad,
los granos pueden ser quebrados y esto ayuda a que aumente la porosidad pero
disminuye la permeabilidad.
Figura 2.3.- Tipos de arreglos geométricos de acuerdo a Fraser y Graton, 1935.

22
Como conclusión la porosidad es independiente del tamaño de los granos en las rocas pero
dependiente del acomodo que estos tengan.
2.2 Permeabilidad
La permeabilidad se define como la facilidad con que los fluidos pueden fluir a través de los poros
conectados o intercomunicados en una roca. En una determinada muestra de roca y con cualquier
líquido homogéneo, la permeabilidad será una constante, siempre y cuando el líquido no
interactúe con la roca. Podríamos decir entonces que una roca tiene una permeabilidad adecuada
para permitir el paso de hidrocarburos, cuando:
• Tiene porosidad
• Tiene poros interconectados
• Estos poros son de tamaño subcapilar.
La unidad con la que se expresa la permeabilidad en una roca y/o formación es el "Darcy" que se
define como la cantidad de fluido (en cm3
) que pasa a través de 1 cm2
de área de formación en 1
segundo bajo la acción de 1 atmosfera de presión teniendo el fluido 1 centipoise de viscosidad. Sin
embargo, por cuestiones prácticas comúnmente se utiliza la milésima parte: el milidarcy (md)
debido a que 1 darcy es muy grande. El símbolo que representa a la permeabilidad es "K".
Si se conoce la permeabilidad, puede predecirse la permeabilidad de un acuífero o yacimiento en
condiciones variantes de presión y flujo utilizando métodos de ingeniería de yacimientos. Debido a
que la gran mayoría de las perforaciones que se realizan en las distintas áreas de las Ciencias de la
Tierra van enfocadas a recuperar agua o hidrocarburos, la determinación de esta propiedad tiene
un significado económico primordial. Podemos decir entonces que en la evaluación de la
permeabilidad de las rocas, éstas deberán de tener fracturas capilares o poros interconectados
para lograr ser permeables, de tal forma que existe cierta relación entre la porosidad y la
permeabilidad.
Por lo general una permeabilidad mayor se acompaña de una porosidad mayor, sin embargo esta
no es una regla absoluta. Las lutitas y ciertas clases de arenas tienen altas porosidades, sin
embargo, sus granos son tan pequeños que los caminos que permiten el paso de líquidos son
escasos y tortuosos, por ello sus permeabilidades suelen ser bajas.
La permeabilidad en una roca porosa se determina por medio del análisis de núcleos en
laboratorio, o bien con pequeñas muestras cortadas de los mismos núcleos similar a la Figura 2.4 y
esta puede ser determinada por medio de la Ecuación 2.3. Los valores de K son generalmente altos
o son modificados cuando existe presencia de gas en el yacimiento. La permeabilidad en una roca
por ende, estará afectada por el tamaño y el número de poros por los cuales transporta el fluido,
mientras que otras rocas como los carbonatos (calizas y dolomías) pueden presentar pequeñas
fracturas o fisuras de una gran extensión. La porosidad de estas rocas será baja, pero su

23
permeabilidad por efecto de las fracturas será muy grande. En consecuencia las calizas fracturadas
pueden tener bajas porosidades pero permeabilidades muy altas.
Mientras que en rocas no porosas, especialmente las rocas ígneas, metamórficas y arcillas, la
permeabilidad medida en ellas estará más controlada por las fracturas que puedan tener que por
la matriz.
𝑲 =
𝑸µ
𝑨
∗ (
𝜟𝑷
𝑳
)
La permeabilidad que se realiza cuando la roca está saturada al 100% con un solo fluido en los
poros se define como permeabilidad absoluta, y cuando los poros presentan más de un fluido se le
conoce como permeabilidad efectiva. La permeabilidad efectiva es la relación que existe un fluido
específico y la permeabilidad absoluta (Ecuación 2.4). La Figura 2.5 muestra cómo se comporta la
permeabilidad en un sistema agua-aceite en donde a baja saturación de agua fluye aceite,
mientras que a altas saturaciones de agua lo que fluirá ser solamente agua. El volumen de aceite o
agua que fluye a cualquier índice de saturación, es función de las viscosidades de los fluidos así
como de las permeabilidades relativas.
Donde:
Qo= Gasto del aceite
Qw=Gasto del agua
Ko= Permeabilidad relativa del aceite
Kw= Permeabilidad relativa del agua
µw= Viscosidad del agua
µo= Viscosidad del aceite
Ecuación 2.3
Donde:
Q= Flujo por unidad de tiempo (cm/s)
K= Permeabilidad
µ= Viscosidad (cp)
A= Sección de área (cm2
)
ΔP= Presión diferencial (P2-P1)
L= Longitud de la roca
Figura 2.4.- Medición de la permeabilidad en
laboratorio utilizando núcleos de roca.
Figura 2.5.- Gráfica típica de permeabilidades
efectivas para un sistema agua-aceite.
L
Núcleo de roca
AQ
P2P1

24
𝑸 𝒐
𝑸 𝒘
=
𝑲 𝒐
µ 𝒐
∗
µ 𝒘
𝑲 𝒘
Hasta el momento no existe una metodología que haya demostrado ser confiable para determinar
esta propiedad de las rocas a partir de registros geofísicos de pozos, ya que estos sólo dan indicios
de la permeabilidad.
2.3 Saturación de fluidos
La saturación de fluidos que ocurre en una formación es la fracción de volumen de ésta que es
ocupada por un fluido. Con base en esto, podemos decir que la saturación en una roca es el
cociente que resulta dividir el volumen poroso ocupado por agua (Vw) entre el volumen total de
poros (Vp), y al igual que con la porosidad, la saturación se puede expresar en porcentaje:
𝑺 𝒘 =
𝑽 𝒘
𝑽 𝒑
𝒙 𝟏𝟎𝟎
El símbolo con el cual se define la saturación es "S". Cuando sólo existe agua en los poros, se dice
que la roca está saturada al 100% de agua, pero dependiendo del fluido que este ocupando la roca
es que se le darán subíndices a la saturación, por ejemplo:
• Sw.- Saturación de agua
• So.- Saturación de aceite
• Sh.- Saturación de hidrocarburo
• Sg.- Saturación de gas
En un yacimiento, los fluidos que pueden estar presentes son agua, gas y aceite, sin embargo
debido a su densidad estos fluidos tienden a estar separados. En consecuencia la saturación total
de los fluidos se podría expresar como Sw + Sh (Sg + So) = 100% La parte del volumen poroso que
este ocupado por hidrocarburos (ya sea aceite y/o gas), será la saturación de hidrocarburos
contenida en la formación, los cuales después de un proceso de migración a través de capas
porosas y permeables, le permitió mezclarse con el agua de formación y se le designara por Sh, ya
que se trata de aceite, gas o ambos fluidos.
𝑺 𝒉 =
𝑽 𝒉𝒄
𝑽 𝒑
𝒙 𝟏𝟎𝟎 = (𝟏 − 𝑺 𝒘)
Es importante considerar otros conceptos muy relacionados con el término de saturación de
fluidos tales como la saturación de agua intersticial o connata, que debe considerar el contenido
de agua original en el yacimiento, saturación de agua irreductible con la cual debemos de
interpretar la cantidad de agua no móvil del yacimiento por adherencia a la pared del poro y
Ecuación 2.5
Ecuación 2.6
Ecuación 2.4

25
saturación de hidrocarburos residuales, aceptándolo como el hidrocarburo no móvil en el
yacimiento.
2.4. El proceso de invasión en la formación
Para poder explicar detalladamente cómo se produce este fenómeno, se tiene que entender
claramente cuál es la función de los lodos de perforación, y cómo se utilizan en la industria al
momento de realizar una perforación. Cuando se realiza una perforación en un pozo petrolero o
bien en alguna perforación para búsqueda de agua, se debe procurar que durante esta labor, la
presión que exista entre el lodo y la formación (PL-PF, la cual es típicamente de unos cuantos
cientos de psi´s), sea mayor a la presión hidrostática que ejerzan los fluidos de la formación, todo
esto para poder obligar a los fluidos a mantenerse dentro del yacimiento y poder evitar con ello el
que ocurra un arranque del pozo. Éste fenómeno se da cuando no se tiene una buena densidad
del lodo utilizado y por ende, el lodo no tiene la fuerza adecuada para impedir que los fluidos de la
formación a profundidad por presión diferencial se mantengan, provocando que haya una mezcla
de ambos fluidos. En profundidades muy grandes, estos fluidos pueden tener la capacidad de
expulsar herramientas y tuberías a grandes presiones y provocar accidentes muy graves.
El proceso de invasión envuelve tanto filtraciones dinámicas, filtraciones estáticas y adherencia del
lodo a las paredes del pozo. A medida que la barrena penetra rocas o formaciones permeables,
existe una adherencia de las partículas de lodo a las paredes de la roca fresca la cual dura poco
segundos, y este fenómeno se vuelve aun más rápido si los tamaños de las partículas del lodo
encajan o llenan en su totalidad los poros de la roca formando así un enjarre o capa de lodo. Este
fenómeno de ser en condiciones estáticas provocaría que el enjarre se formase indefinidamente a
medida que se va dando un decremento en las filtraciones a la formación de acuerdo a la
expresión 1/√ 𝑡, sin embargo, el efecto que tiene el paso de la barrena, así como el flujo de lodo
que circula en el agujero junto con los detritos que se van recortando, da a lugar que esto no
ocurra por efecto de la erosión del enjarre, y una vez que dicho fenómeno cesa y alcanza un
equilibrio, se dice que se ha llegado a un equilibrio dinámico entre la formación del enjarre y la
erosión del mismo.
Para poder ejemplificar cómo se da el efecto de invasión en las formaciones permeables en
función del tiempo, se ilustra en la Figura 2.6 una grafica que con estos atributos.
Figura 2.6.- Gráfica de Tiempo Vs Invasión de fluidos en formaciones permeables.

26
Hay que tener en cuenta que al principio de un proceso de filtración, este efecto alcanza su valor
máximo tal como se muestra en la Figura 2.6 y a medida que transcurre el tiempo, el filtrado va
disminuyendo ya que el espesor del enjarre va aumentando, y evita la entrada de filtrado. Si
tomamos en cuenta el factor eléctrico de la formación, el comportamiento de la filtración dentro
del sistema roca-fluidos, es diferente dependiendo del fluido que exista en la formación ya sea
bien agua de formación en su totalidad y/o hidrocarburos. Los líquidos que se vayan filtrando a
través de este enjarre se irán introduciendo en la formación y empujaran hacia adentro de la
formación misma, los fluidos del reservorio. Se dice entonces que una zona invadida se forma
adyacente a las paredes del pozo.
De la pared del pozo hacia adentro de la formación, podemos distinguir varias zonas. En primer
término tenemos la resistividad del lodo de perforación que se esté usando (Rm) y esta dependerá
básicamente del tipo de lodo que se esté utilizando ya sea bien base agua o aceite.
Posteriormente tenemos la resistividad del enjarre Rmc e inmediatamente la resistividad de la zona
lavada Rxo. En esta zona además del filtrado de lodo, también tendremos hidrocarburo residual ya
que el desplazamiento de los hidrocarburos por el agua del filtrado del lodo no es 100% efectiva.
La siguiente zona que tenemos es la zona de transición en donde en ocasiones se puede notar la
presencia de un anillo de baja resistividad a cierta distancia de la pared de pozo dentro de la
formación (Ri), que correspondería al confinamiento de agua intersticial que fue desplazada por el
filtrado de lodo. Finalmente se tendría la zona no invadida o "virgen" que comienza en donde
acaba la zona de transición y se caracteriza porque en esta zona ya no existe presencia de filtrado
de lodo y solo existen los fluidos originales de la formación. La resistividad de esta zona es la
resistividad verdadera de la formación y se designa como Rt. Un esquema de las distintas zonas se
muestra a continuación en la Figura 2.7.
Figura 2.7.- Corte perpendicular al pozo mostrando las zonas de invasión de la formación.

27
2.4.1 Otras condiciones medioambientales
No todos los registros geofísicos de pozos que se toman en la actualidad, son hechos en agujeros
llenos sino que a veces los pozos están sólo parcialmente llenos con lodo de perforación, o bien
pueden estar completamente vacíos, pudiendo estar ademados o no ademados.
A continuación se definen ambos casos:
*Agujeros vacíos: Podríamos definir un agujero vacío como aquél o parte de él en donde no existe
líquido alguno; en donde puede existir por ende aire o bien gas. Por lo tanto bajo estas
condiciones (generalmente someras) no tendremos ni filtrado de lodo ni formación de un enjarre.
*Agujeros ademados: Un agujero ademado es aquella sección o parte del pozo en donde el
agujero tiene un recubrimiento de una tubería de ademe. El espacio anular entre la tubería de
ademe y la pared del agujero podrá estar ocupado ya sea por cemento o lodo. Dentro de la tubería
podríamos tener gas, aceite o agua o estar parcialmente llena con cualquiera de estos 3 fluidos. Y
una vez que el pozo se ha terminado y se comienza a tener una producción, la zona de invasión
comienza a desaparecer gradualmente hasta recobrar las condiciones originales antes de existir
una invasión.
Para ejemplificar ambos casos se muestran las Figuras 2.8a y 2.8b
Figura 2.8.- Casos en que se toman registros tanto en a) Agujero vacío y b) Agujero ademado.

CAPÍTULO 3.- REGISTROS DE
CORRELACIÓN
3.1 Potencial natural o espontáneo
3.2 Rayos gamma naturales
3.3 Espectroscopía de rayos gamma naturales

CAPÍTULO 3.- REGISTROS DE CORRELACIÓN 3.1 Potencial natural o espontáneo
28
3.1.1 Principio de Medición
Al potencial natural o espontáneo de las formaciones existentes en el subsuelo (SP) se le define
comúnmente como la diferencia de potencial que existe entre un electrodo colocado en la
superficie del suelo, y otro electrodo móvil en el lodo dentro del pozo, en función de la
profundidad. La existencia de este fenómeno ya se conocía ampliamente desde 1931 cuando fue
realizado por primera vez un registro comercial por Conrad Schlumberger, y constaba de graficar
la respuesta de la formación (un potencial) aún cuando no se estuviera induciendo corriente
alguna en el pozo.
En la práctica, la medición del SP se obtiene mediante un electrodo que va acoplado en la misma
sonda con la que se obtienen simultáneamente otros registros, así como también por medio de
otro electrodo montado en superficie en un medio húmedo que bien puede ser la presa de lodo
de perforación, o algún agujero o excavación sencilla en las vecindades del camión de registros.
Esto le permite a la sonda realizar un solo viaje y tomar así diferentes mediciones de las
propiedades que existen en un pozo. En la Figura 3.1 se ejemplifica un esquema de cómo se
encuentran generalmente distribuidos los instrumentos en una perforación para la obtención del
potencial natural (SP).
En presencia de aquellos intervalos estratigráficos con una correspondiente litología de lutitas, el
registro SP por lo general da una respuesta, y se define como una línea más o menos recta a la
cual se le denomina línea base de lutitas. No obstante, la posición de la línea de referencia de las
lutitas en el registro no tiene un significado útil para pronósticos de interpretación.
Figura 3.1.- Obtención de un registro de potencial espontáneo.

29
Sin embargo, cuando existe la presencia de formaciones permeables, la curva puede y presenta
variaciones respecto a la línea base de lutitas: en estratos cuyos espesores son muy grandes, estas
variaciones tienden a alcanzar un valor esencialmente constante definiendo así una línea
denominada, línea base de las arenas. Pero si los estratos son de poco espesor, lo que sucederá
es que se verán muchas deflexiones de la curva a medida que pasa por estratos más grandes
haciendo o complicando un poco más la interpretación.
La deflexión que existe en la curva puede ser tanto negativa (izquierda) como positiva (derecha),
dependiendo principalmente de las salinidades relativas del agua de formación y del filtrado del
lodo que estén en el pozo. Si la salinidad del agua de formación es mayor que la del filtrado del
lodo, la deflexión de la curva se dará hacia la izquierda. Por el contrario, si la salinidad del filtrado
del lodo es mayor que la del agua de formación, la deflexión de la curva se dará hacia la derecha.
El ingeniero encargado de la toma del registro será el que elija la escala de sensibilidad y la
posición de la línea de referencia de las lutitas, de manera que las deflexiones que se presenten en
la curva, permanezcan dentro de la escala en el carril del SP.
Un registro de potencial natural de las formaciones se mide comúnmente en milivoltios (mV), y las
escalas más utilizadas son de 10 y 20 mV por división, o sean 100 o 200 mV para el desplazamiento
total de la curva del SP. La curva del SP es muy similar a la de rayos gamma (Subcapítulo 3.2) con la
cual es correlacionable. En la Figura 3.2 se puede apreciar cómo es que varía la curva del SP.
Figura 3.2.- Ejemplo de un registro SP (Modificado de Schlumberger, 2008).

30
Con lodos ordinarios (lodos base agua), la curva del SP o potencial espontaneo de las formaciones
permite:
• Determinar intervalos permeables
• Delimitar capas
• Correlación entre capas
• Determinar la resistividad del agua intersticial de las formaciones
• Determinar de forma cualitativa la cantidad de lutita existente en una capa
Sin embargo, no es posible registrar una curva de SP en pozos con tuberías de revestimiento (TR) o
bien en tuberías de producción (TP) metálica, o cuando se utilizan fluidos de perforación no
conductores, ya que en estos casos no existe una continuidad eléctrica entre el electrodo del SP y
la formación que permita obtener esta propiedad. Adicionalmente, si las resistividades del filtrado
del lodo y de los fluidos de la formación son muy semejantes, las deflexiones que se presenten en
la curva del SP serán mínimas y por lo tanto, no son significativas.
3.1.1.1- Origen del potencial espontáneo
Son varias las fuentes y los procesos que originan los potenciales naturales que quedan registrados
en el lodo frente a las formaciones en los pozos. Tanto en laboratorio como en campo se ha
demostrado que este fenómeno se encuentra atribuido a procesos que envuelven el movimiento
de iones, siendo 2 primordialmente:
Potencial electrocinético:
Este potencial EK, también denominado potencial de corriente o potencial de electro-filtración, se
desarrolla mientras un electrolito penetra un medio poroso, permeable y en un medio no
metálico. La magnitud con la cual se mide el potencial es determinado por varios factores y
aparece cuando el filtrado de lodo provocado por el lodo de perforación es forzado a entrar
dentro de la formación bajo la presión diferencial que permite el flujo entre la columna de lodo y
la formación, así como también debido la resistividad del electrolito (Figura 3.3). El factor de
proporcionalidad dependerá por ende, de la naturaleza del dieléctrico y del electrolito. En otras
palabras para un electrolito y una membrana permeable dada el potencial electrocinético será
proporcional al ritmo con la cual ocurre la filtración.
Figura 3.3.- Potencial electrocinético.

31
Generalmente en el pozo se produce una fuerza electrocinética (Ekmc) por el flujo del filtrado de
lodo a través del enjarre depositado en las pared del pozo frente a formaciones permeables; sin
embargo ésta no es lo suficientemente grande como para producir una fuerza electrocinética
considerable y es cuando una fuerza electrocinética (Eksh) compensa esto, al producirse una fuerza
a través de las lutitas, ya que puede tener suficiente permeabilidad para permitir una pequeña
filtración de flujo desde el lodo.
Este fenómeno comúnmente tiene lugar cuando se perforan pozos con lodos de densidades muy
altas, en donde la permeabilidad de la formación no tiene mucha influencia ya que la
permeabilidad del enjarre es mucho menor que la permeabilidad de las rocas comúnmente
encontradas en los pozos, y por lo tanto su contribución es casi siempre despreciable al total del
valor del SP. Sin embargo, es posible que los efectos electrocinéticos se vuelvan importantes en
casos donde se tengan diferencias de presión anormalmente altas (cuando se utilizan lodos muy
pesados o bien en formaciones agotadas de bajas presiones), así como también en formaciones de
muy bajas permeabilidades donde incluso no haya una formación de enjarre provocando que
tanto la presión hidrostática y la de los poros de la formación se aplique a la formación.
R. Desbrandes da la siguiente expresión aproximada para poder calcular el potencial de
electrocinético.
𝐄 𝐊 = 𝟎. 𝟑𝟕 𝐏 �𝐑 𝐦𝐜 ∗ 𝐓 𝐦𝐜 ∗ 𝐐 𝐟
Donde:
Rmc = Resistividad de la película de lodo (Ohms/m).
Tmc = Espesor de la película de lodo (cm).
Qf = Filtrado (cm3
/30 min por cada 700 KPa).
P = Presión diferencial (centenas de KPa).
Potencial electroquímico:
Este fenómeno ocurre cuando 2 soluciones de concentraciones diferentes se ponen en contacto,
pudiéndose observar en ello, una diferencia de potencial a través del límite que las separa. Sin
embargo no es estrictamente necesario que las 2 soluciones contengan diferentes solutos para
verificar el fenómeno. Generalmente esta condición se encuentra presente en todas las
formaciones en los pozos petroleros por razón de su origen, las cuales contienen agua intersticial
más salada que el agua del filtrado de lodo. Este fenómeno electroquímico es comprobable de 2
maneras: a) teniendo como límite entre las 2 soluciones, a una membrana permeable e inerte
siendo este el potencial de difusión y b) como límite de las soluciones a una lutita siendo este el
potencial de membrana.
 Potencial de difusión: Este potencial se da cuando tenemos 2 soluciones de NaCl en
distintas concentraciones y entre ellas existe una separación o membrana permeable cuyo
único fin es el de facilitar el contacto entre ambas soluciones sin que estas se mezclen.
Debido a la diferencia de concentraciones existirá una movilidad de los iones de Na+
y Cl-
Ecuación 3.1

32
de la solución más concentrada a la menos concentrada. Esto provoca un exceso de iones
de Cl-
hacia la derecha de la membrana porosa cargándose negativamente y un exceso de
iones de Na+
hacia la izquierda de la membrana cargándose positivamente hasta que
llegan a un punto de equilibrio.
En un pozo petrolero este fenómeno se da continuamente, siendo la solución más concentrada
(Rw) el agua de la formación y la menos concentrada el filtrado de lodo (Rmf). La membrana
porosa y permeable por ende será la formación arenosa u otra formación porosa similar en la cual
se esté tomando el registro (Figura 3.4).
Su cálculo se puede realizar aproximadamente utilizando la ecuación de Nernst y tiene como
expresión:
𝐄 𝐝 = −𝟏𝟏. 𝟓 𝐋𝐨𝐠
𝐑 𝐦𝐟
𝐑 𝐰
(𝐦𝐕 𝐚 𝐮𝐧𝐚 𝐓 𝐝𝐞 𝟐𝟓°𝐂)
 Potencial de membrana: Este fenómeno tiene lugar cuando se da una diferencia de
potencial entre 2 soluciones al igual que la anterior, la diferencia ahora radica en que
existe una membrana o litología catiónica que solo permite el paso de iones o cationes
positivos de la solución más concentrada a la menos concentrada. Esto provoca que el
lado derecho de la membrana se cargue positivamente por exceso de iones de Na+
mientras que el lado izquierdo o solución menos concentrada, se carga negativamente por
exceso de iones de Cl-
.
En pozo, las membranas catiónicas corresponden a intervalos estratigráficos en donde hay
presencia de lutitas. Esta litología tiene una propiedad denominada capacidad de intercambio
Ecuación 3.2
Figura 3.4.- Esquema que ejemplifica como se da el potencial de difusión.

33
catiónico (CEC, Cationic Exchange Capability), esto es, que deja pasar únicamente los iones de Na+
gracias a los minerales arcillosos que las constituyen, caracterizados por tener deficiencias de
cargas positivas, siendo estos arreglos atómicos de Al, Si, O, etc.
La solución más concentrada seguirá siendo el agua de formación mientras que la menos
concentrada será el fluido de perforación, provocando que en las lutitas haya un exceso de iones
de Na+ y en las arenas una carga negativa en el contacto con las lutitas. Esto es a lo que se le
denomina potencial de membrana (Figura 3.5).
El potencial que es originado por este fenómeno presente en pozos petroleros, también es posible
determinarlo aproximadamente por la ecuación de Nernst y tiene su expresión en la Ecuación 3.3:
𝐄 𝐦 = −𝟓𝟗. 𝟏 𝐋𝐨𝐠
𝐑 𝐦𝐟
𝐑 𝐰
(𝐦𝐕 𝐚 𝐮𝐧𝐚 𝐓 𝐝𝐞 𝟐𝟓°𝐂)
Como se observa, la mayoría de la expresión de la curva del SP es proveniente del potencial de
membrana.
Potencial electroquímico total: Este potencial está definido como un componente electroquímico
dado por la suma de ambos potenciales anteriores (potencial de difusión y potencial de
membrana), quedando expresado de la siguiente manera por medio de la Ecuación 3.4:
𝑬 𝒄 = 𝑬 𝒅 + 𝑬 𝒎
Esto sucede si notamos que ambos potenciales equivalen a 2 pilas (Figura 3.6), y por lo tanto de
acuerdo con las propiedades de tales circuitos, la fuerza electromotriz del sistema será la suma de
Figura 3.5.- Esquema que ejemplifica como se da el potencial de membrana.
Ecuación 3.3
Ecuación 3.4

34
ambos potenciales. En caso de que no haya otro tipo de corriente en el pozo que llegase a afectar
la medición del potencial electroquímico, su cálculo aproximado queda definido como:
𝐒𝐏 = −𝐊 𝐥𝐨𝐠
𝐑 𝐦𝐟
𝐑 𝐰
(𝐦𝐕)
Donde: K = constante de temperatura de la formación.
Sin embargo, la actividad química de una solución es aproximadamente proporcional al contenido
de sales que esta solución tenga, y por lo tanto si la cantidad es considerable, puede provocar muy
probablemente variaciones a diferentes intervalos de temperatura. Además, si la formación
permeable tiene un contenido arcilloso ya sea bien de lutitas o de arcillas, la deflexión de la curva
del SP será mínima o muy reducida por producirse una polaridad opuesta a la capa adyacente de
lutita. En el SP lo que se mide es la resistencia o conductividad que los fluidos tienen al originarse
una diferencia de potencial en ellos. Por ende, la suma de los efectos del potencial electrocinético
y electroquímico en la(s) formación(es) nos permite de igual forma conocer el SP.
𝐒𝐏 = 𝐄 𝐜 ( 𝐄 𝐝 + 𝐄 𝐦) + 𝐄 𝐤
3.1.1.2 Potencial Natural (SP) en función de la porosidad y la permeabilidad
La movilidad que presentaran los iones en las formaciones permeables para que se pueda producir
un potencial, depende básicamente del contenido en sales que los solutos en interacción tengan, y
esto solo será posible en aquellas formaciones que tengan aunque sea una fracción mínima de
permeabilidad. Es importante recalcar, que el SP no cuantifica ni calcula la permeabilidad, así
como tampoco lo hace con la porosidad, únicamente es una forma de poder determinar zonas
porosas y permeables en el subsuelo.
3.1.1.3 Potencial estático o SP estático (SSP)
Para poder ejemplificar bien este concepto utilizado y bien conocido en la perforación de pozos, se
usarán como auxiliares las Figuras 3.7 y 3.8 en la cuales se pueden observar cómo es que
interactúan las líneas de corriente en las formaciones, en donde ya se mencionó anteriormente,
Ecuación 3.5
Figura 3.6.- Influencia de los potenciales de difusión y de membrana en la respuesta del SP.
Ecuación 3.6

35
que los fluidos de las formaciones son por lo regular más salados que el filtrado de lodo,
provocando que la deflexión de la curva del SP sea negativa. Pero si se tuvieran por otro lado,
formaciones de agua dulce, se tendría el efecto contrario obteniendo ahora una curva de SP cuya
deflexión ahora se da hacia la derecha.
Esto ocurre porque la salinidad del lodo de perforación es mayor que la salinidad de los fluidos de
la formación provocando que la corriente fluya en dirección opuesta. Pero si se da el caso de que
la salinidad tanto del lodo de perforación y de los fluidos de la formación porosa y permeable,
sean iguales, no existirá entonces un potencial o corriente de flujo y por ende no habrá una
deflexión del SP en el estrato.
Sin embargo las deflexiones que se dan en el SP sólo corresponden a la disminución de potencial
en el pozo, resultado de las variaciones que se presentan en el flujo de la corriente, representando
así, sólo una fracción del SP que generalmente es la mayor. Si se pudiera evitar que estas
corrientes fluyeran, lograríamos obtener la diferencia de potencial máxima y así tener el SP
máximo de la formación. Esta condición se podría obtener utilizando tapones aisladores, que no
permitan que la corriente fluya a través de los estratos.
Se define así entonces al SP estático (SSP), como la deflexión máxima que se obtiene de la curva
del SP frente a una formación limpia y de un espesor considerable como podría ser una arenisca
limpia. La deflexión se mide a partir de la línea base de las lutitas y su magnitud se calcula con la
siguiente ecuación en mV.
𝐒𝐒𝐏 = −𝐊 𝐥𝐨𝐠
𝐑 𝐦𝐟
𝐑 𝐰
𝐾 = 65.5 + 0.24𝑇 cuando la temperatura esta expresada en grados Celsius.
𝐾 = 61.3 + 0.133𝑇 cuando la temperatura esta expresada en grados Fahrenheit.
Ecuación 3.7
Figura 3.7.-Esquema que muestra como el comportamiento del potencial
natural estático en una formación permeable (Modificado de Gómez, 1975).

36
3.1.2. Presentación del registro
La forma que tendrá la curva del SP a cualquier nivel, será proporcional a la intensidad de las
corrientes del SP en el lodo del pozo a ese nivel. En la Figura 3.9 se aprecia cómo se dan las
corrientes en el lodo, mostrando que los valores máximos corresponden a los límites permeables y
la pendiente máxima de la curva muestra un punto de inflexión que se da en estos límites.
Como se mencionó anteriormente, la respuesta que tendrá el SP frente a una formación
permeable será y estará dada en función de la salinidad de los fluidos involucrados en la
profundidad a la que se da la invasión (filtrado del lodo y fluidos de la formación). Esto permite por
ende determinar límites de capas permeables y poder con ellos determinar la resistividad
verdadera del agua de formación (Rw). La deflexión que presentará la curva será a la izquierda
(negativa) en caso de fluidos con salinidad mayor a la del lodo de perforación, o a la derecha
(positiva) cuando el fluido de la formación sea agua dulce. Dicha respuesta se graficará en el
primer carril del registro comúnmente acompañado también por un registro de resistividad del
lado derecho en un segundo carril en el registro.
La forma que tendrá la curva del SP, así como la amplitud de la deflexión enfrente de la capa
permeable, dependerá entonces de varios factores (Figura 3.10). Éstos afectarán la distribución de
las líneas de corriente del SP y las disminuciones de potencial que tiene lugar en cada uno de los
medios, a través de los cuales fluye la corriente. Podemos enunciar entre estos factores a:
• El espesor de la capa (h) y resistividad verdadera (Rt) de la capa permeable.
• La resistividad (Rxo) y diámetro de invasión (di) de la zona contaminada o invadida por el
filtrado del lodo.
• Resistividad de la capa adyacente de lutita (Rs).
• Resistividad del lodo (Rm) y diámetro del agujero (dh).
• Contenido de arcilla y composición del fluido de perforación.
Figura 3.8.-Esquema que muestra como se presenta el SP y su valor correspondiente en
formaciones porosas y permeables (Modificado de Gómez, 1975).

37
Figura 3.9.-Perfil que muestra como se dan las deflexiones del SP en
función de la profundidad a la que se está dando la invasión.
Figura 3.10.-Esquema donde se ejemplifica un registro y se ilustra la curva del SP
o potencial natural junto con las curvas de línea base de las arenas y línea base
de las lutitas (Modificado de Schlumberger, 2008).

38
En la interpretación de los registros, en ocasiones se presentan situaciones que por su frecuencia,
constituyen algunas veces una parte esencial de la interpretación diaria. Por otro lado, el saber
interpretar con eficiencia estas condiciones es fundamental para poder llegar al objetivo, que es
generalmente determinar la existencia de hidrocarburo.
3.1.2.1 SP o potencial espontáneo en arenas delgadas
Debido a que el área transversal vertical de una arena delgada en un pozo es comparativamente
menor que la de una arena con un espesor mucho mayor, el área disponible para que se pueda
dar el flujo de corriente en la primera será menor, habiendo por lo tanto una caída de potencial
mayor en el sistema eléctrico lodo-arena-lutita. Como resultado, se obtiene una deflexión mucho
menor de la curva del potencial frente a una arena delgada que frente a una arena de espesor
considerable con respecto a la línea base de lutitas (Figura 3.11).
3.1.2.2 SP o potencial espontáneo en intercalaciones delgadas de lutitas en una arena
Es frecuente cuando existen intercalaciones delgadas de lutitas en una arena. Cuando esto sucede,
se da un efecto muy similar al anterior al ocurrir una considerable caída de potencial, al ser menor
el área de flujo de la corriente eléctrica en la lutita del circuito. La consecuencia de este efecto
resulta en que la curva del SP no alcanza la línea base de las lutitas, apareciendo ligeras
variaciones en el SP en las arenas (Figura 3.12).
Figura 3.11.-Efecto del SP en presencia de formaciones de arenas delgadas y arenas gruesas.
Figura 3.12.-Efecto del SP en presencia de formaciones de lutitas delgadas en arenas.

39
3.1.2.3 SP o Potencial espontáneo en arenas con agua salada y arenas con hidrocarburos
En aquellos intervalos en donde se tienen arenas limpias con agua salada, generalmente el punto
de inflexión de la curva del SP entre una lutita y la arena es apenas perceptible debido a que la
pendiente de la curva es demasiado grande. Esto se debe a que las líneas de corriente al penetrar
las arenas, tienden a fluir por un área menor debido a la baja resistividad que tienen por la gran
cantidad de sales del agua de formación (Figura 3.13a). Esto provoca que el gradiente de potencial
sea relativamente grande respecto a la profundidad. Mientras que en aquellas arenas que tengan
un contenido de hidrocarburos, por efecto de la resistividad, las líneas de corriente tienden a
dispersarse a través de un área más grande.
Debido a esto el gradiente de potencial de las arenas con HC’S es muy chico en comparación con
las arenas con contenido de agua salada, notándose en un registro que la curva adopta una forma
más redondeada ya que la variación de la pendiente de la curva es menos brusca (Figura 3.13b),
además de que en conjunto con un registro de resistividad (Capítulo 4) se nota con facilidad que
son intervalos con contenido de HC´S.
3.1.2.4 SP o Potencial espontáneo en arenas arcillosas
Básicamente hay 2 tipos o geometrías de cómo las arenas arcillosas atendiendo a su geometría,
pueden estar presentes en un pozo. Ya sea bien en a) capas alternadas de arenas con lutitas y b)
como arcillas dispersas en los espacios vacios de la arena. Ambas formas tienen un efecto notorio
sobre el SP provocando que la curva del potencial espontaneo o SP disminuya (Figura 3.14),
Figura 3.13.-a) Efecto del SP en presencia de formaciones de arenas con contenido en agua
salada y b) en arenas con contenido de HC´S.

40
especialmente en casos donde la arena contiene rastros de hidrocarburos ya que se ve afectada la
respuesta de la resistividad, por lo que en estas situaciones se dificulta una buena interpretación
tanto cualitativa como cuantitativa.
3.1.2.5 SP o Potencial espontáneo en formaciones duras o de alta resistividad (Calizas)
Eléctricamente a este tipo de formaciones se les denomina duras por tener una muy alta
resistividad, la cual es graficada en el registro a diferencia de las arenas y las lutitas cuya
resistividad es generalmente baja a moderada, aún cuando contengan hidrocarburos, y siendo
este el motivo por el que se les denomina a estas últimas como formaciones blandas.
Generalmente los cuerpos o formaciones de caliza son de espesores considerablemente grandes
por su naturaleza, sin embargo puede haber situaciones en que haya intercalaciones de calizas
masivas y calizas porosas, así como también con lutitas y/o margas (Figura 3.15). Es recomendable
que al hacer los análisis de las curvas en los registros, estos se realicen por secciones para poder
definir e interpretar oportunamente estas condiciones y en su caso correlacionar las curvas para
buscar semejanzas con algunos de los casos típicos.
Figura 3.14.- Visualización de la deflexión de la curva del SP en arenas
arcillosas con a) agua salada y b) con hidrocarburos.
Figura 3.15.-Esquema que muestra la respuesta del SP en formaciones duras.

41
3.1.2.5.1 Caliza porosa y caliza compacta entre 2 lutitas
La forma que generalmente presenta la curva del SP en una caliza porosa es muy similar a la
respuesta que daría una arena limpia, y en ocasiones hasta es posible confundirla; mientras que,
en las calizas compactas cuyo contenido de fluidos es generalmente escaso, la respuesta del
registro muestra una línea o tramo recto y con una pendiente determinada hacia la zona positiva
debido a que el potencial eléctrico aumenta en ese sentido semejando una resistencia variable
lineal. Este fenómeno ocurre de esta manera ya que la corriente tiende a recorrer con mayor
profundidad la capa compacta de alta resistividad, mientras que la lutita lo único que hace es
proveer un camino de regreso a la corriente a través del lodo y de ahí a través de la capa
permeable.
Las fronteras en este tipo de formaciones por lo general son complicadas de delimitar pero
asociando la curva a un cambio de pendiente o curvatura en el registro es posible definir los
límites del estrato compacto (Figura 3.16).
3.1.2.5.2 Calizas compacta entre 2 lutitas
Debido a la poca o nula presencia de agua en la caliza compacta, se considera que no existe un
potencial o fenómeno electroquímico que origine un potencial entre la caliza y el lodo. Por lo
tanto la pendiente de la curva será 0, reflejando en el registro un tramo rectilíneo frente a la caliza
compacta. Por convención, se aceptará que cuando la curva sea a la izquierda, ésta será convexa, y
si la deflexión es a la derecha, ésta será cóncava.
Figura 3.16.- Representación esquemática del SP en calizas porosas y calizas compactas.

42
Sin embargo, tal convención se debe correlacionar junto con los registros de resistividad ya que el
SP por sí solo no es suficiente para determinar capas porosas y permeables (Figura 3.17).
• Una convexión representa porosidad en la roca.
• Una recta representa un intervalo compacto en la formación.
• Una concavidad es indicativo de arcillosidad.
3.1.2.5.3 Caliza compacta entre 2 intervalos de calizas porosas
En este caso especial la respuesta inicial del SP en la caliza porosa es similar a un sistema arena-
lutita, sin embargo existen circuitos entre ambas calizas y lutitas superiores e inferiores con
valores de corriente iguales y en sentido opuesto, provocando que la pendiente de la curva sea
vertical y que en el intervalo compacto se observe un segmento rectilíneo vertical entre las zonas
porosas (Figura 3.18).
Figura 3.17.- Representación esquemática del SP en calizas compactas entre 2 lutitas.
Figura 3.18.- Representación esquemática de la respuesta del SP en calizas compactas entre 2
calizas porosas.

43
Como conclusión podemos afirmar que la correcta y oportuna interpretación tanto de las
formaciones duras (calizas), como de formaciones blandas (areniscas, lutitas) nos puede brindar
información muy útil para la búsqueda y ubicación de intervalos productores ya sea bien de
hidrocarburos o de intervalos de agua para abastecimiento de las ciudades.
3.1.3 Correcciones ambientales
3.1.3.1 Anomalías que llegan a ocurrir en SP por condiciones de invasión
En la evaluación de zonas permeables, saber reconocer y comprender estas anomalías en el SP nos
ayuda a poder determinar el valor del SSP con mucha mayor seguridad.
3.1.3.1.1 Cambio de la línea base de lutitas
La calidad y respuesta del registro de potencial natural, está influenciado en gran medida por la
salinidad que contengan las formaciones, así como también de la salinidad del lodo de
perforación. Generalmente la salinidad en las formaciones se incrementa a medida que se va
profundizando en las perforaciones, sin embargo pueden existir casos en que el agua en los
intersticios de las rocas tengan variaciones de salinidad, siendo más salada o menos salada que el
fluido de perforación, lo que provoca que se tengan variaciones en la línea base de lutitas por lo
tanto, ésta tendrá que recorrerse (Figura 3.19).
Por otro lado, cuando no exista una capa arcillosa que separe las salinidades de las capas
permeables, también existirá un cambio en la línea base de las lutitas. Este será mínimo o
imperceptible sin embargo, la amplitud de las deflexiones del SP en la capa superior e inferior será
bastante diferente.
Figura 3.19.- Esquema que muestra como se da el corrimiento en la línea base de lutitas en el
intervalo D podemos apreciar que el fluido es más dulce que el lodo de perforación.

44
3.1.3.1.2 Invasiones desiguales
En formaciones muy permeables y cuyas salinidades son mayores que la del lodo de perforación
que se esté utilizando, se produce en ocasiones un fenómeno de invasión desigual del filtrado de
lodo, provocando que éste se acumule en la cima de la capa permeable y que vaya disminuyendo
hacia su base por las diferencias de densidad que presentan ambos fluidos, en donde el filtrado
por su baja salinidad se acumulará en la parte superior. Pero además si existe una capa
impermeable entre capas de condiciones similares, esto se verá reflejado en el SP como una curva
similar a los dientes de una sierra debido a la acumulación de enjarre en la capa inferior. Lo más
recomendable para poder obtener el SP de la formación es tomar el valor más alto que se produce
en la base de la capa permeable (Figura 3.20a).
Sin embargo, puede ocurrir el caso en que no se produzca un filtrado en la base de la arena, por lo
tanto, no existirá un contacto directo entre ambos fluidos sino que se produce una membrana
catiónica producto del enjarre generándose así un potencial de membrana. En tales casos la
ausencia de una invasión se refleja como una disminución en la deflexión de la curva del SP debido
a que la eficiencia que presenta el enjarre como membrana es mucho menor que la que tendría
una buena lutita, y por lo tanto el SP de la formación se leerá de la parte superior (Figura 3.20b).
3.1.3.2 Anomalías que pueden ocurrir en el SP por condiciones ambientales
3.1.3.2.1 Por efecto de magnetismo
En algunas ocasiones puede ocurrir que el malacate que está montado dentro del camión de
registros se magnetice accidentalmente, induciendo con ello una señal de baja amplitud y cierta
frecuencia que se superpone al SP de la formación. Esto provoca que en el registro se generen
Figura 3.20.- a) Invasión desigual del filtrado de lodo en capas permeables donde el SP se lee de la
base de la arena y b) caso en que no se produce un filtrado sino una membrana catiónica y el SP es
leído de la cima de la arena.
a) b)

45
picos falsos, por lo que entonces el SP se deberá leer de tal manera que no se sume o reste la
verdadera deflexión del SP, y si este efecto no es posible eliminarlo, se leerá el valor de la
sinuosidad media (Figura 3.21).
3.1.3.2.2 Por Ruido
Los casos más frecuentes de afectaciones por ruido en el registro del SP tiene que ver con: la
proximidad a líneas de transmisión eléctrica y la generación de corriente de los equipos de
perforación, proximidad que exista entre el camión de toma de registro y pozos de bombeo
mecánico. En mar estos efectos se dan por el paso de embarcaciones cercanas sin embargo, todo
esto puede evitar sabiendo bien en qué lugar ubicar el electrodo de tierra.
3.1.3.2.3 Por Bimetalismo
Cuando 2 piezas de metal de distintas composiciones de ponen en contacto en un ambiente de
lodo conductor, se genera una pequeña fuerza electromotriz. Esto puede provocar ciertas
anomalías en el SP frente a formaciones de altas resistividades llegando incluso a invertir la curva
por lo que habrá que tener cuidado en vigilar el electrodo superficial y el equipo subsuperficial
para anular este efecto.
Figura 3.21.- Efecto de sierra que puede provocar la magnetización en el registro SP.

46
3.1.3.3 Correcciones que se realizan a la curva del SP
3.1.3.3.1 Corrección por espesor de capa (h) y diámetro de invasión (di)
La formación de una zona de invasión por efecto del filtrado de lodo en una zona porosa y
permeable, tiene como consecuencia el que haya un alejamiento aparente de esta interfaz de la
pared de pozo, de manera que la generación de un potencial de difusión tiene lugar a cierta
distancia de la pared del pozo, lo que equivale a un aumento en el diámetro del agujero. Por ende,
de acuerdo a la Ecuación 3.6 si el área aumenta, la resistencia al flujo de corriente disminuye y con
ello la caída de potencial disminuye provocando que el SP sea menos negativo.
−
𝐝𝐄
𝐝𝐃
=
𝐑 𝐦
𝐀
∗ 𝐈
Como este efecto es importante en la evaluación de las formaciones, se tienen tablas de
correcciones para obtener el SP leído del registro, corrigiéndolo por a) efecto del espesor de la
capa porosa y permeable que se esté evaluando (h), y b) por el efecto del diámetro de invasión del
filtrado del lodo. (Tablas SP-1, SP-2m, SP-3 y SP-4m cortesía de Schlumberger).
3.1.4 Aplicaciones
3.1.4.1 Aplicaciones petrofísicas que tiene la medición del SP
• Identificación oportuna de capas porosa y permeables (la deflexión de la curva será
positiva o negativa dependiendo el tipo de fluido que tenga la formación así como de la
permeabilidad de la misma).
• Determinación de Rw, una vez conocidos Rmf y la temperatura del intervalo que se esté
analizando.
• Identificación relativa del tipo de litología.
• Identificación cualitativa del contenido de arcilla.
• Es un buen indicador de posibles saturaciones de aceite y/o gas en arenas arcillosas así
como de la interfaz entre ambos fluidos.
3.1.4.2 Aplicaciones Geológicas (aspectos litológicos, texturales y de ambiente de depósito)
Algunas de las aplicaciones más importantes que tiene la interpretación del SP en los registros de
pozos se basa en poder identificar aspectos litológicos, texturales, así como también incluso el
ambiente de depósito de las formaciones con la finalidad de poder localizar con precisión las
formaciones que sean de importancia económica para la explotación de hidrocarburos, y ejemplos
de ello se muestran a continuación.
Ecuación 3.8

47
Figura 3.22.- Efecto que da la litología y la textura en la respuesta del SP.
Figura 3.23.- Respuesta que da el SP en distintos ambientes de depósito y su respectiva resistividad.
Figura 3.24.- Patrones teóricos de sedimentación reconocidos a partir de la forma de la curva del SP.

CAPÍTULO 3.- REGISTROS DE CORRELACIÓN 3.2 Rayos gamma naturales
48
3.2.1 Principio de medición
El registro de rayos gamma naturales se basa en mediciones radiactivas de las rocas y/o
formaciones en un pozo, producto de la desintegración natural existente de pequeñas cantidades
de elementos radiactivos. Todas las formaciones tienen contenidos variables de material
radiactivo cuya magnitud depende de sus características individuales. Se podría decir entonces
que el registro de rayos gamma "es un registro de litología de las formaciones atravesadas por un
pozo", y su efecto es muy similar al SP sin embargo, tiene la particularidad de poder ser tomado
en agujeros ademados, con cualquier tipo de lodo de perforación y en combinación con otros
registros como los eléctricos, nucleares, de densidad, etc. a diferencia del registro de potencial
natural que solo puede ser tomado en agujeros abiertos, lo que convierte al registro de rayos
gamma en una herramienta muy útil como curva de correlación en operación de terminación o
reparación de pozos, y es con frecuencia complemento del registro del SP.
En formaciones sedimentarias, el registro refleja el contenido de arcilla de las formaciones ya que
los minerales arcillosos contienen una mayor cantidad de material radiactivo tendiendo a
concentrarse en arcillas y lutitas, a diferencia de las arenas, areniscas y calizas. En formaciones
limpias refleja un nivel de radiactividad muy bajo, a menos que contaminantes radiactivos como
ceniza volcánica o residuos de granito estén presentes o que las aguas de formación tengan sales
radiactivas disueltas. Por lo tanto, una curva de rayos gamma nos indicará la diferencia de
radiactividad entre uno u otro tipo de roca (Figura 3.25), y tiene utilidad como reemplazo de la
curva del SP en pozos perforados con lodo salado, aire, lodos base aceite o secuencias clásticas.
Figura 3.25.- Esquema que muestra la respuesta del registro de rayos gamma en presencia de
las distintas litología de las formaciones (Modificado de Bassiouni, 1994).

49
Para entender cómo funciona esta herramienta, y como "mide o detecta" la radiactividad de las
formaciones, se definirá a continuación un poco acerca de la radiactividad y cómo ésta se
comporta. Radiactividad: La radioactividad se define como la desintegración de átomos que viene
acompañada de una subsecuente emisión de radiación. Los átomos más sencillos tienen núcleos
estables, mientras que entre los átomos más pesados y complejos se encuentran algunos que son
parcialmente estables y éstos se transforman por decaimiento radiactivo a isotopos más estables
cambiando su masa, siendo en este proceso cuando se dice que son "radiactivos".
Los rayos gamma son impulsos de ondas electromagnéticas de alta energía emitidos
espontáneamente por algunos elementos radiactivos. Los elementos con estas características y los
más comunes que se encuentran en las formaciones sedimentarias son el potasio 40 (K40
), el
isotopo del potasio 39 (K39
), los elementos de la familia del uranio entre los cuales podemos
encontrar al actinio y el radio, y los elementos de la familia del torio. El isotopo del potasio con
peso atómico de 40 (K40
) y los elementos radiactivos de la serie del uranio-torio son los que emiten
casi en su totalidad toda la radiación gamma que se encuentra en la tierra. Cada uno de estos
elementos emite rayos gamma sin embargo, la cantidad y la energía emitida será distintita de cada
elemento (Figura 3.26). El potasio 40 emite rayos gamma de una sola energía, mientras que las
series del uranio y las series del torio, pueden emitir rayos gamma de diferentes energías.
Son 3 los tipos básicos de radiación que puede emitir un átomo al desintegrarse, y comúnmente se
les conoce a estos como los rayos alfa (α), beta (β) y gamma (γ).
• Rayos alfa (α): de los 3, estos son los de más alta energía. Consisten esencialmente de
átomos de helio (2He4
) pero sin sus electrones, por lo que su carga es positiva. Debido a
Figura 3.26.- Espectros de emisión de rayos gamma de minerales radiactivos

50
que su masa es relativamente grande y su carga eléctrica es positiva (+), son de muy poca
penetración, a tal grado que incluso una hoja de papel podría detenerlos, por lo que su
radiación no llega a la sonda de registro.
• Rayos beta (β): constan de electrones libres emitidos por el núcleo de los átomos y cuya
energía de emisión es mucho menor que los rayos alfa, sin embargo, su penetración es
mayor estando limitados solo por su carga negativa (-). Unos cuantos centímetros de una
placa de acero bastaría para detenerles al igual que los rayos alfa, por lo tanto, estos son
absorbidos por la formación antes de ser detectados por la sonda.
• Rayos gamma (γ): este tipo de radiación es la que interesa para el funcionamiento de la
sonda de detección de rayos gamma. No tienen una forma ni tamaño definido, por lo que
se consideran como ondas electromagnéticas similares a los rayos X, las ondas de radio y
la luz misma. Sin embargo, cuando existe un contacto entre los rayos gamma con la
materia, reaccionan como si se trataran de partículas (también llamados fotones),
permitiendo así que los rayos gamma tengan una penetración mucho muy grande. Gracias
a esta propiedad es posible poder obtener información de las formaciones en pozos
incluso aun cuando se tuvieran varias tuberías de revestimiento.
3.2.1.1 Mecanismos de absorción de los rayos gamma
A medida que se propagan los rayos gamma en las formaciones y van perdiendo su energía, son 3
los mecanismos por los cuales estos pueden ser absorbidos por la materia, dependiendo
principalmente de los elementos involucrados del material absorbente, su número atómico y de la
energía de incidencia del rayo.
• Efecto Fotoeléctrico: este mecanismo de absorción ocurre cuando el nivel de energía con
el que incide un fotón en la formación es baja (menor a 100KeV). Un fotón al colisionar
con un electrón orbital le cede toda su energía en forma de energía cinética, provocando
así que el electrón salga expulsado de su órbita y que el fotón incidente desaparezca al ser
solo energía, acelerando así al electrón a un nivel de energía muy similar al de incidencia
del rayo gamma, menos la energía que liga que tiene el electrón con el medio ambiente
(Figura 3.27). De esta manera se le puede llamar a este como fotoelectrón, y ya que la
energía de liga es mínima, la energía del fotoelectrón es muy cercana a la energía original.
Figura 3.27.- Esquema que representa el efecto fotoeléctrico.

51
• Efecto Compton: este fenómeno de absorción de los rayos gamma se produce a niveles de
energía intermedias (entre los 100 KeV y los 1.02 MeV), cuando un fotón incidente
colisiona contra un electrón orbital. El producto de la colisión da como resultado el que la
energía original del fotón sea dividida, una parte al electrón que es expulsado de su órbita
original (llamado electrón Compton), y el resto generando un nuevo fotón con un ángulo φ
respecto a la dirección original de incidencia pero con una menor energía (Figura 3.28). De
esta manera se producen electrones y rayos gamma adicionales productos de de la
colisión. Estos nuevos rayos gamma pueden ser absorbidos por alguno de los 2
mecanismos (Efecto Compton o Efecto Fotoeléctrico) sin embargo, continúan aislando
otros electrones hasta que su energía sea tan baja que puedan alcanzar el dominio del
efecto fotoeléctrico y por ende ser absorbidos dentro de una distancia fija.
Este tipo de colisión elástica entre los rayos gamma y los electrones ocurre principalmente en
aquellos electrones de las orbitas mas externas de los átomos, por lo que este tipo de reacción es
y ayuda a realizar las mediciones de la densidad de las formaciones ya que dicho efecto es sensible
a la densidad del electrón de las formaciones.
• Producción de pares: este fenómeno ocurre a diferencia de los 2 mecanismos anteriores,
en la interacción de los fotones y el núcleo de los átomos cuando los niveles de energía
con los que incide un fotón en las formaciones son altas (mayores a 1.02 MeV),
produciéndose con ello una producción de pares. Esto significa que se produce un positrón
(electrón de carga (+)) y un negatrón (electrón de carga negativa (-)) de altas energías,
ambos con una energía de 0.511 MeV por la colisión que ocurre al penetrar el fotón el
material. Estas partículas originalmente inexistentes son el resultado de la separación de
la energía original del fotón hacia estas 2 masas electrónicas producto de la colisión del
rayo gamma con el material, liberándose la energía inicial en estas 2 formas (Figura 3.29).
El positrón es atómicamente muy similar al electrón, pero con una vida y una penetración muy
corta, por lo que al momento de colisionar con un electrón, se producen rayos gamma de menor
energía producto de esta colisión. De acuerdo con esto, se dice que los rayos gamma de alta
energía tienen la capacidad de irse degradando (hacerse más lentos) energéticamente,
Figura 3.28.- Esquema que representa el Efecto Compton.

52
pudiéndose dar los efectos Compton y fotoeléctrico. Por otro lado, los rayos gamma de menor
energía no tienen la capacidad de producir ni el Efecto Compton ni una Producción de Pares. Sin
embargo, este efecto es de menor importancia dentro de la radiactividad natural que se mide.
Al pasar a través de la materia, los rayos gamma experimentan colisiones de Compton sucesivas
con los átomos del material de la formación y van perdiendo energía en cada colisión. Después de
que el rayo gamma ha perdido suficiente energía, un átomo de la formación lo absorbe por medio
del efecto fotoeléctrico. Por consiguiente los rayos gamma naturales se absorben gradualmente y
sus energía se degradan (reducen) al pasar a través de la formación.
La tasa de absorción variará con la densidad de la formación, por lo tanto 2 formaciones que
tengan la misma cantidad de material radiactivo por unidad de volumen, pero con diferentes
densidades mostraran diferentes niveles de radiactividad, mientras que las formaciones que sean
menos densas aparecerán más radiactivas.
3.2.1.2 Detección y medición de los rayos gamma
Para realizar la medición de los rayos gamma producidos a través de diferentes tipos de procesos
nucleares, se usan distintos tipos de detectores.
• Contadores Geiger-müller: constan de una pequeña cámara y un filamento central
mantenido a un voltaje fijo de 900-1000v como detector. Tiene en su interior un gas
(argón, helio o neón) a bajas presiones, en donde la incidencia de los rayos gamma
provoca que los electrones se movilicen de las paredes hacia el gas, y que éste se ionice,
pudiendo de esta manera el ser detectados por medio del filamento central. Actualmente
es poca o nula su utilización en los registros de RG.
• Cámara de ionización: consta de una cámara cilíndrica con gas inerte a altas presiones y
una barra céntrica mantenida a un voltaje de 100v. Los rayos gamma incidentes
interactúan con la pared de la cámara y provocan que haya una expulsión de electrones
siendo los mecanismos de detección principales el efecto fotoeléctrico y el efecto
Figura 3.29.- Esquema que representa la producción de pares.

53
Compton. Sin embargo su eficiencia es muy baja ya que el tamaño de los pulsos que da
son muy pequeños y en el ámbito de la toma de registro no es muy útil.
• Contadores de centelleo: consta de 3 partes principales que son: un cristal (puede ser de
yoduro de sodio activado por talio), el fotomultiplicador y el discriminador. Actualmente
las sondas de rayos gamma utilizan este tipo de detector, ya que resultan mucho más
eficaces que los Geiger-müller al sólo necesitar unas cuantas pulgadas de longitud.
Cuando un rayo gamma incide sobre la superficie del cristal, interactúa con los electrones del
cristal y produce un pequeño brote o pulso de luz, cuya intensidad es proporcional a la energía del
rayo inicial. Posteriormente choca con el fotomultiplicador volviéndose un pulso eléctrico,
emitiendo electrones proporcionales a la intensidad de la luz, los cuales son atraídos por un ánodo
y chocan emitiendo 3 o más electrones por cada uno que recibe, y son posteriormente acelerados
a otro ánodo en donde se multiplican de tal manera que el pulso de salida es proporcional a la
minúscula intensidad de luz y que a su vez es la intensidad del rayo gamma incidente (Figura 3.30).
La principal función del discriminador es eliminar pequeños pulsos indeseables que se pudiesen
generar principalmente a causas del calor. Si no fuese así se tendrían un número cualquiera de
pulsos sin relación con los rayos gamma de la formación. La principal ventaja del contador es su
eficiencia de entre un 50 y 80% teniendo un mejor detalle de los registros, mientras que su gran
desventaja son los cambios de temperatura.
Figura 3.30.- a) Esquema que muestra el funcionamiento de un Contador de centelleo y b)
reacciones típicas que ocurren dentro del cristal detector (Modificado de Serra, 2008).

54
El registro de RG se corre por lo general en combinación con las herramientas de registros en
agujeros abiertos y en agujeros entubados, y la profundidad de investigación puede variar de las
10 a las 15", esto debido al efecto de la velocidad con la que se toma el registro la cual es variable.
3.2.1.3 Unidad de medida y calibración de la herramienta
En el pasado cuando se introdujeron las primeras herramientas de rayos gamma, era casi
imposible el que se tuviera una unidad de medida estándar ya que las distintas compañías que
ofrecían el servicio utilizaban parámetros como: cuentas por minuto, cuentas por segundo,
unidades de radiación, etc. Fue entonces que se organizó y designó un comité que tomo la
decisión de estandarizar las unidades con las que se miden los rayos gammas y se les designó API.
API proviene de la American Petroleum Institute en Houston, Texas que es donde se creó y
promocionó un centro de calibración para las herramientas que utilizan mediciones nucleares
(registro de rayos gamma y registros neutrónicos) y fue con ello que se designo finalmente al API
como unidad estándar de medición para los rayos gamma. "Una unidad API está definida como
1/200 de la diferencia que existe en la deflexión de la curva de rayos gamma entre las zona de
concreto de alta y baja radiación, que se localizan al fondo del pozo de calibración en Houston,
Texas" (Figura 3.31) en donde son calibradas todas las herramientas de rayos gamma comerciales,
esto con la finalidad de que todas midan con las mismas unidades la radiación en las formaciones.
Figura 3.31.- Esquema que muestra como está constituido el pozo calibrador localizado en las
instalaciones del American Petroleum Institute en Houston, Texas (Modificado de Gómez, 1975).

55
Las radiactividades en formaciones sedimentarias, generalmente fluctúan entre unas cuantas
unidades API en anhidrita y sal, hasta 200 API o más en arcillas. Mientras que las calibraciones en
campo se realizan según estándares API, con lo que se normalizan cada herramienta.
3.2.2 Presentación del Registro
3.2.3 Correcciones ambientales realizadas al registro de rayos gamma
3.2.3.1 Variaciones estadísticas
Las variaciones estadísticas son una característica inherente a todos los registros nucleares,
debido a pequeñas variaciones u oscilaciones alrededor del verdadero valor de respuesta del
Figura 3.32.- Presentación de un registro de rayos gamma en conjunto con un registro neutrón,
en donde se aprecia el comportamiento de la curva dependiendo del tipo de roca y el fluido
presente (Modificado de Gómez, 1975).

56
registro producto de variaciones en las desintegraciones nucleares en las formaciones. Estas
oscilaciones son variaciones aleatorias que nunca se repiten y que no representan la respuesta de
la formación ya que en un momento determinado puede o no ocurrir desintegración espontánea.
En los rayos gamma, aun cuando la herramienta se mantuviera estática en el fondo del pozo, el
número de rayos gamma leídos por el detector ira variando con el tiempo debido a la naturaleza
aleatoria con las que ocurren las desintegraciones nucleares. Por lo tanto, para poder obtener un
valor representativo de la intensidad de la radiación natural de la capa o formación es necesario
que el detector se mantenga un tiempo suficiente frente a ésta. Sin embargo, aún haciendo esto
seguirán existiendo ligeras variaciones. Al leer un registro de rayos gamma es recomendable
visualizarse y obtener un promedio visual sobre 1 a 1.5 m. La única excepción a esta regla es el
caso de una capa de menos de 1 m de espesor, donde se debe leer el valor del pico.
 Velocidad de la sonda
El número de pulsos que logran ser generados en el detector aparecen como una secuencia
aleatoria que dependen de varios factores como: la intensidad de la radiación, la eficiencia del
contador y la constante de tiempo. Un incremento en la velocidad con la que se toma el registro
equivale a un suavizado de la curva de rayos gamma debido a que se produce un retraso en las
reacciones con las que se maneja el detector, mostrando pequeñas variaciones en la intensidad de
la radiación, mientras que si la velocidad disminuye, se logra tener un perfil mejor detallado de la
formación al darle a la herramienta tiempo suficiente para detectar variaciones radiactivas.
La constante de tiempo la podemos definir entonces como el tiempo necesario que el detector
debe permanecer frente a la capa para registrar el 63% de cualquier cambio en la intensidad de
los rayos gamma. Esto significa que para una velocidad de registro dada, una constante de tiempo
grande disminuye el efecto de las fluctuaciones estadísticas. Las velocidades de toma de registros
más comunes con su respectiva constante de tiempo óptima para evitar las variaciones
estadísticas se representa en la tabla siguiente.
Donde v= velocidad de toma del registro.
tc= constante de tiempo que debe tener la herramienta.
(v) ft/hr (tc) segundos
3600 1
1800 2
1200 3
900 4
La combinación de los valores de velocidad con la cual se tomando el registro, así como también la
constante de tiempo que tiene el detector que se esté utilizando en las herramientas de rayos
gamma, da como resultado 2 efectos principales:
Tabla 3.1 Velocidades comunes de adquisición del registro de RG y su constante de tiempo
optima para evitar variaciones estadísticas (Bassiouni, 1994).

57
• La velocidad de toma del registro no es representativa de un estrato o capa cuyo espesor
sea menor que el espesor crítico, es decir la distancia que viaja la sonda en una constante
de tiempo.
• Una anomalía es cambiada o eliminada en medida en que la herramienta se vaya
desplazando. Esta demora al igual que el espesor crítico, quedan expresados de la forma
𝒉 𝒄 = 𝒗𝒕 𝒄
Donde hc será la demora o espesor crítico que podrá obtener la sonda, por lo tanto v y tc son
escogidos de tal manera que la demora no sea mayor a 1 pie.
Un ejemplo de cómo influye la velocidad de la toma del registro de rayos gamma en la curva, se
ilustra en la Figura 3.33, donde se tiene un registro de rayos gamma tomado a velocidades de 720
y 2700 ft/hr junto con un SP o potencial natural. Se aprecia que a menor velocidad el detalle que
brinda la respuesta de la formación es más detallado a diferencia de la curva que se tomó a mayor
velocidad, siendo la curva más suavizada.
 Respuesta de la herramienta
La respuesta que brindará la herramienta de rayos gamma, corrida a una velocidad óptima y con
una constante de tiempo adecuada depende además de numerosos factores como lo son: la
radiactividad especifica de la formación, la densidad de la formación, el tipo de fluido que se esté
utilizando, la densidad de este fluido, el diámetro del agujero perforado, las características del
detector y el tipo de contador que se utilice.
Figura 3.33.- Respuesta que se obtiene de un registro de rayos gamma tomado a distintas
velocidades (Modificado de Bassiouni, 1994).
Ecuación 3.9

58
 Correcciones por condiciones de pozo
Una de las condiciones más importantes en la medición de la radiactividad en los pozos, es el tipo
de lodo de perforación que se esté utilizando. Para un mismo tipo de lodo, mientras sea mayor el
diámetro del agujero menor será la intensidad de la radiactividad registrada. Generalmente las
irregularidades que se presenten en el agujero no afectan las mediciones de la radiactividad,
aunque puede haber casos en donde existan cavernas y es sólo en estos casos que sí se podrían
tener disminuciones.
Por otro lado la naturaleza del fluido de perforación que se esté utilizando depende de varios
factores:
• Su composición y por ende su densidad afectará al registro de rayos gamma ya que
mientras mayor sea la densidad del lodo, menor será la intensidad de las radiaciones
registradas.
• Su número atómico efectivo Z permitirá que la absorción de los rayos gamma en las
formaciones sean mayores si estos contienen bentonita.
• Su contenido en materiales radiactivos como sales de potasio y bentonita incrementara la
radiactividad por la columna de lodo.
 Posición de la herramienta en el agujero
La posición que tenga la sonda de rayos gamma dentro del agujero afectara algunas de las lecturas
que se estén realizando dependiendo básicamente si ésta se encuentra centrada o no. Para poder
corregir este efecto, se tiene un factor de corrección que depende de un parámetro t en gr/cm2
y
puede ser calculado de la siguiente manera:
𝒕 =
𝑾𝒍𝒐𝒅𝒐
𝟖. 𝟑𝟒𝟓
�
𝟐. 𝟓𝟒𝒅 𝒂𝒈𝒖𝒋𝒆𝒓𝒐
𝟐
−
𝟐. 𝟓𝟒𝒅 𝒔𝒐𝒏𝒅𝒂
𝟐
�
Donde:
Wlodo = peso del lodo que se esté utilizando en lb/gal.
dagujero = diámetro del agujero.
dsonda = diámetro de la sonda.
De igual manera ya teniendo la corrección por el diámetro del agujero y el peso del lodo, hay que
corregir por el efecto del Standoff (distancia que existe de la sonda a la formación) utilizando la
siguiente ecuación:
𝑪𝑭´ = 𝑪𝑭´ 𝒎 + ( 𝑪𝑭 𝑶 − 𝑪𝑭´ 𝒎) �
(𝑺 − 𝑺 𝒎)
𝑺 𝒎
�
𝟐
Donde:
CF´m = factor de corrección para herramientas centradas.
Ecuación 3.11
Ecuación 3.10

59
CFO = factor de corrección para herramientas excentradas.
S = standoff actual.
Sm = standoff con la herramientas centrada.
Utilizando las ecuaciones anteriores y utilizando las tablas de correcciones GR-1 y GR-2 (cortesía
de la compañía Schlumberger) en casos de pozos con lodos de barita se puede obtener el valor API
corregido del registro de rayos gamma en agujeros descubiertos. Como es de suponerse, las
correcciones son considerables en pozos con lodos muy densos y de diámetros muy grandes.
Para pozos entubados se utiliza la tabla GR-3 donde de igual manera se calcula t, tomando en
cuenta otros parámetros tales como la densidad de la TR (tubería de revestimiento) así como
también sus diámetros internos y externos y la densidad del cemento, y se obtiene de igual
manera el valor API del rayos gamma corregido.
3.2.4 Aplicaciones del registro de Rayos Gamma
 Determinación de la litología
La medición del registro de rayos gamma es principalmente utilizada para la detección de
intervalos arcillosos y limites de capas en los casos en que un registro SP no nos pueda ser muy útil
ya sea porque no pudo ser tomado debido a que el pozo tenía lodo base aceite, o bien por su bajo
contraste entre Rmf y Rw. De igual manera se pueden determinar y detectar con los rayos gamma
intervalos de evaporitas y medir su contenido en potasio usando tablas. En combinación con otros
registros como pueden ser los de resistividad, los neutrónicos, los de densidad y los sónicos,
podría obtenerse con más claridad la litología de las formaciones.
 Determinación de la granulometría
La curva de rayos gamma puede reflejar el tipo de grano del que están conformadas la o las
formaciones en pozo, pudiendo incluso reflejar en algunos casos el tipo de facies en el cual se
depositaron. Con ello podríamos obtener una determinación cualitativa de la permeabilidad ya
que conociendo el tipo de grano que lo conforma se podría intuir que tan permeable o no pudiera
ser la roca.
 Correlaciones pozo a pozo
Se pueden realizar correlaciones de pozo a pozo más precisas y mejor detalladas utilizando la
curva de rayos gamma, esto gracias a que la curva de rayos gamma no es afectada por cuestiones
como cambios en la composición de los fluidos de las formaciones o del lodo que se esté
utilizando, así como tampoco por cambios en las porosidades en las rocas. Esto además tiene
importantes aplicaciones tectónicas ya que nos permite poder observar y evaluar el que existan o

60
se presenten estructuras en las formaciones tales como pliegues, fallas normales o inversas,
cabalgaduras, roll-overs, etc. observándose si se repiten las secuencias.
 Detección de discontinuidades y transgresiones
Un cambio muy significativo o abrupto en la curva de rayos gamma nos puede definir limites
discontinuos o bien una transgresión.
 Control de la profundidad en pozos
La colocación de probadores de formación, colocación de nucleares de pared o bien el poder tener
un buen control de la profundidad en los pozos, puede ser mejor controlado utilizando registros
de rayos gamma ya que su posibilidad de ser utilizados en pozos ademados o abiertos, desviados o
verticales, le permite a los operadores tener un buen control de la profundidad.
 Evaluación en perfiles de inyección
En ocasiones es posible utilizar los registros de rayos gamma cuando se realizan perfiles en pozos
sobre operaciones de inyección de trazadores radiactivos. En este procedimiento se inyectan
trazadores ya sean en suspensión o en solución en la formación, permitiendo posteriormente al
utilizar un registro de rayos gamma el determinar zonas de fracturas si existieran, pérdidas de
circulación, localización de cemento en la tubería, agujeros en la TR, etc.
 Determinación del volumen de arcilla en las formaciones
Una de las principales aplicaciones del registro de rayos gamma, y tal vez la más importante que
tiene, es la determinación cuantitativa del contenido o volumen de arcilla en las formaciones
arcillosas. Como la intensidad de los rayos gamma es directamente proporcional al contenido de
material radiactivo en las formaciones, se puede utilizar la intensidad media de la radiactividad
detectada para determinar a lo que se le denomina el Vsh (volumen de arcillosidad).
Cuando el potasio es el único o el mayor contribuyente a la radiactividad de la formación arcillosa,
el registro de rayos gamma entonces nos ayudara a determinar primeramente el Ish (índice de
arcillosidad) el cual está definido por:
𝑰 𝒔𝒉 = �
𝜸𝒍𝒐𝒈 − 𝜸 𝒎𝒊𝒏
𝜸 𝒔𝒉 − 𝜸 𝒎𝒊𝒏
�
Donde:
γlog = lectura de rayos gamma leído del registro en el intervalo o zona de interés en unidades
API.
γmin = lectura mínima leída del registro de rayos gamma en la zona de menor radiactividad o
también considerada la zona libre de arcilla (zona limpia) en unidades API.
γsh = lectura de rayos gamma en la zona más arcillosa en unidades API.
Ecuación 3.12

61
Una vez que se obtuvo el Ish de la formación analizada o de la cual se quiera obtener el Vsh, se
procede a obtener el Vsh o volumen de arcilla de la formación o intervalo que se esté analizando.
Es costumbre asumir que Vsh sea igual al Ish, sin embargo, esta suposición tiende a exagerarse
debido al gran volumen de arcillas que luego se manejan. Por ello, se desarrollaron varias
relaciones empíricas que son mucho más confiables relacionando las mediciones del registro de
rayos gamma a diferentes edades y áreas geológicas. Las correlaciones más confiables que se
desarrollaron fueron las de Stiever, Clavier y Larionov y se expresan gráficamente (Figura 3.34) y
analíticamente de la siguiente manera:
Para rocas terciarias se utiliza la ecuación de Larionov donde:
𝑽 𝒔𝒉 = 𝟎. 𝟎𝟖𝟑 (𝟐 𝟑.𝟕 ∙𝑰𝒔𝒉
− 𝟏)
La ecuación de Stieber es para rocas del Jurásico superior donde:
𝑽 𝒔𝒉 =
𝑰 𝒔𝒉
𝟑−𝟐𝑰 𝒔𝒉
La ecuación de Clavier es para rocas mesozoicas donde:
𝑽 𝒔𝒉 = 𝟏. 𝟕 − �𝟑. 𝟑𝟖 − ( 𝑰 𝒔𝒉 + 𝟎. 𝟕) 𝟐�
𝟎.𝟓
Mientras que para rocas más antiguas (Jurásico inferior) se utiliza una variante de la ecuación de
Larionov donde:
𝑽 𝒔𝒉 = 𝟎. 𝟑𝟑 (𝟐 𝟐 ∙𝑰𝒔𝒉
− 𝟏)
Las variaciones que se den en los valores obtenidos del Vsh en los rayos gamma, fluctúan entre un
17% y un 26% dependiendo básicamente del tipo de ecuación que se utilice. Por lo tanto,
dependerá de la experiencia y criterio del analista el saber si utilizar un valor bajo o un valor alto
para el tipo de roca que se esté analizando.
Ecuación 3.13
Ecuación 3.14
Ecuación 3.15
Ecuación 3.16

62
Figura 3.34.- Gráfico de correlación del Vsh con el índice de arcillosidad (Ish) en el cálculo de la
arcillosidad en las formaciones.

CAPÍTULO 3.- REGISTROS DE CORRELACIÓN 3.3 Espectroscopía de rayos gamma naturales
63
Mientras que el registro de rayos gamma naturales provee de una medición de la radiactividad
natural de la formación o las formaciones a expensas de la energía o el espectro de energía que
esta contenga, el NGS (Natural Gamma Ray Spectrometry) o registro de espectroscopía de rayos
gamma además de medir la radiactividad de la formación, mide o cuenta también el número de
rayos gamma y el espectro o nivel de energía de cada radiación que se produce, permitiendo con
ello el poder determinar las concentraciones de Torio, Uranio y Potasio radioactivos en la
formaciones, ya que estos 3 elementos son los responsables de la mayor parte de la radiación por
rayos gamma en la tierra a como se mencionó en el Subcapítulo 3.2.
El potasio 40 (K40
) con una vida media de 1.3x109
años, se desintegra directamente en Argón 40
con una emisión de 1.46 MeV de rayos gamma, mientras que el Uranio 238 y el Torio 232 con
vidas medias de 4.4x109
años y 1.4x1010
años, se desintegran a través de una larga secuencia de
isótopos hijos antes de llegar a ser isótopos estables del plomo. Esto implica que se produzcan
rayos gamma de distintas energía y espectros de energía bastante complejos tal y como se
muestra en la Figura 3.35. Con ello, cada espectro de energía es característico del decaimiento de
la serie radiactiva que se esté leyendo, por lo tanto se le asigna una firma espectral característica.
El pico característico en la serie del Torio 232 (Th232
) por la desintegración a Titanio 208 (Ti208
)
tiene una energía espectral de 2.62 MeV, mientras que para la serie del Uranio el pico más alto
tiene una energía de 1.76 MeV, debido a la desintegración del Talio 208 y del Bismuto 214 (Bi214
).
Figura 3.35.- Obtención del espectro de los rayos gamma naturales utilizando como detector
un cristal de yoduro de sodio de la herramienta NGS de la compañía Schlumberger

64
Sin embargo, aquellos rayos gamma que son emitidos con energías discretas pueden ser
degradados por:
• Producción de pares entre la formación y el cristal si la energía del rayo gamma es mayor a
1.02 MeV.
• Efecto Compton en la formación entre la fuente y el detector.
• Efecto Fotoeléctrico.
Las amplitudes relativas de los 3 espectros dependerán ampliamente de la proporción de
radiactividad que se encuentre presente en los componentes, por lo tanto es posible obtener una
evaluación cuantitativa de la presencia de Uranio, Torio y Potasio separando el espectro de
energía total en sus 3 espectros relativos que serán las energías espectrales de las concentraciones
de Torio, Uranio y Potasio. Este análisis sólo es posible si se asume que los 3 espectros de las series
radiactivas tienen siempre una energía de distribución igual. Como el Torio y el Uranio se
encuentran en un equilibrio secular (es decir que se desintegran los isótopos hijos en la misma
proporción en que son creados por un isótopo padre), cada serie tendrá un espectro
característico.
El Torio y el Potasio son constituyentes de las arcillas mientras que el Uranio no. La proporción que
existe de Potasio 40 y Potasio total es muy estable y constante en el planeta, a excepción del Torio
232 cuyos isotopos hijos son muy raros y por lo tanto se puede no tomarlos en cuenta en la
evaluación del registro. Mientras que para el Uranio, su degradación obedece a condiciones
ambientales ya que los altos y bajos contenidos de uranio en las formaciones se deben a
concentraciones altas o bajas de materia orgánica. Para poder obtener una evaluación cuantitativa
del Torio, Uranio y Potasio, en muchas ocasiones es de ayuda dividir el espectro en 2 regiones:
Figura 3.36 Espectros de energía característicos de los 3 elementos radiactivos en el planeta.

65
• Una de alta energía en donde se localizan los picos de los espectros radiactivos del Torio,
Uranio y el Potasio.
• Una de baja energía donde se cubre el rango en que ocurre el Efecto Compton en la
formación, así como también las bajas energía de emisión del Torio y del Uranio.
3.3.1.1 Principio de funcionalidad de la herramienta
La herramienta que permite tomar espectroscopia de rayos gamma está compuesta de un
detector de centelleo con un cristal de yoduro de sodio activado por talio que se encuentra
contenido en una caja sellada a presión, la cual durante la toma del registro se mantiene pegada a
la pared del pozo por medio de un resorte inclinado.
Aquellos rayos gamma que son emitidos por la formación casi nunca logran alcanzar el detector
directamente, sino que se encuentran dispersos y van perdiendo energía a través de los 3 efectos
mencionados en el registro de rayos gamma naturales: El Efecto Fotoeléctrico, el Efecto Compton
y la Producción de Pares. Debido a estas interacciones y la respuesta del detector, los espectros se
vuelven más difusos.
La herramienta NGS de la compañía Schlumberger en particular, ofrece 5 ventanas de medición
del espectro de rayos gamma, esto para poder obtener una mayor y más completa información
sobre los espectros del Torio, Uranio y el Potasio reduciendo así las variaciones estadísticas. La
parte más alta de espectro se divide en las ventanas W3, W4 Y W5 respectivamente, en donde
cada ventana cubre un pico característico de las series radiactivas, y si se conoce la respuesta de la
herramienta y el número de conteos por ventana es posible determinar las cantidades de Torio
232, Uranio 288 y Potasio 40 en la formación. Sin embargo, es posible poder obtener muchos
mejores resultados si se toman en consideración las porciones remanentes del espectro (es decir
las porciones de menores energías) ya que pueden contener información pertinente y substancial
dentro de las mediciones espectrométricas.
Del mismo modo en que la compañía Schlumberger tiene su herramienta de espectrometría de
rayos gamma y realiza mediciones de las concentraciones de las series radiactivas mediante
ventanas, también las distintas empresas que se dedican a este rubro manejan sus variantes de la
herramienta y sus propios métodos de interpretación. Entre las principales herramientas tenemos:
Tabla 3.2 Principales herramientas de espectrometría de rayos gamma utilizadas por las
distintas compañías de servicio a la industria petrolera (Serra, 2008).

66
3.3.1.2 Principales tipos de detectores utilizados
Existen numerosos tipos de detectores que pueden ser utilizados para la medición de los rayos
gamma en las formaciones, pero los más comunes o al menos los más empleados por la compañía
Schlumberger, así como también otras empresas, son los cristales de Yoduro de sodio activados
por Talio (NaI(TI)) que constan de un cilindro de 2" x 12". Otro tipo de detectores usados son los
cristales de BGO (bismuto germanato oxisilicato) que produce más conteos, puede ser más
pequeño que el cristal de Yoduro de sodio y reduce las incertidumbres, sin embargo es muy
afectado por la temperatura y su resolución es muy pobre. En la herramienta NGS de la compañía
Schlumberger (Figura 3.38) se utilizan 2 detectores de este tipo para poder minimizar las
variaciones estadísticas.
3.3.2 Presentación del registro
Normalmente en los registros de espectrometría de rayos gamma sólo se presentan ya los datos
finales de las concentraciones radiactivas de Torio, Uranio y Potasio de la formación que fueron
previamente filtrados por variaciones estadísticas, y estos se grafican en las pistas 2 y 3 del
registro. Las concentraciones de Torio y Uranio se presentan en partes por millón (ppm) mientras
que la concentración de Potasio se presenta en porcentaje (%). Del mismo modo también es
común que se presente una curva de rayos gamma naturales en la pista 1 del registro, la cual es
obtenida por medio de una combinación lineal de los 3 elementos radiactivos y sus respuestas
individuales o bien si se quisiera también es posible obtener una curva de rayos gamma “libre de
uranio” resultado de la combinación de las curvas de Torio y Potasio permitiendo en muchos casos
obtener una arcilllosidad mas verdadera de la formación (Figura 3.39).
Es obvio que las formaciones individuales pueden tener cantidades significativas mayores o
menores y algunos minerales específicos con concentraciones características de Torio, Uranio y
Potasio. Por lo tanto las curvas del registro NGS se pueden utilizar para identificar minerales o el
tipo de mineral que constituye a la formación.
Figura 3.38 Esquema que ejemplifica el funcionamiento de la herramienta NGS donde se ven el
cristal de yoduro de sodio, el fotomultiplicador y el amplificador.

67
Figura 3.39 Presentación de un registro de espectroscopía de rayos gammas en donde se logran
observar las curvas respectivas a las concentraciones de Torio, Uranio y Potasio y la curva de
rayos gamma libre de presencia de uranio (Modificado de Schlumberger, 2008).

68
3.3.3 Correcciones ambientales
3.3.3.1 Calibración
Al menos para las herramientas de la compañía Schlumberger (la NGS y la HNGS), la base o la
manera en que se llevan a cabo las calibraciones de las herramientas, es un pozo calibrador
construido en Clamart, Francia. Su estructura básica está diseñada en 4 zonas, de las cuales las 3
primeras contienen a los elementos radiactivos Torio, Uranio y Potasio con la gran posibilidad de
definir un contraste significativo entre ellas, mientras que la cuarta zona casi a boca de pozo
además de permitir la entrada de herramientas de largas longitudes, evalúa la contribución
radiactiva del cemento que es el principal componente de la zona más baja. Para la herramienta
NGS esta calibración se efectúa cuando se sitúa la herramienta en el centro del pozo calibrador
entre las 3 zonas radiactivas y se cuentan sucesivamente los conteos en las 5 ventanas de energía.
Se puede decir entonces con esto que la respuesta que tendrá la herramienta obedece a 2
parámetros:
• La eficiencia del detector (ε), que serán el numero de rayos gamma detectados para 1 ppm
de formación.
• La energía de respuesta del detector.
3.3.3.2 Profundidad de investigación y resolución vertical
La profundidad de investigación de la herramienta no sólo obedece a condiciones del agujero tales
como su diámetro, densidad del lodo y densidad de la formación que se esté analizando, sino más
primordialmente a la energía de los rayos gamma que se estén emitiendo. Los rayos gamma que
tengan más energía podrán por ende, alcanzar el detector de Yoduro de sodio desde zonas más
profundas en la formación.
La resolución obedecerá a poder obtener hasta el 90% de la señal que corresponde a obtener 36
pulgadas de información, lo que es igual a 3 veces el tamaño del detector.
3.3.3.3 Correcciones por efectos ambientales y condiciones de pozo
Como bien se ha dicho, la respuesta que tendrá la sonda de espectroscopía de rayos gamma no
sólo es función de las concentraciones de los 3 elementos radiactivos principales, sino también de
las condiciones en el agujero y de la interacción de los 3 elementos. Por lo tanto, se puede decir
que las correcciones ambientales que se realizan para este registro son las mismas que se le
realizan al registro de rayos gamma: variaciones en la velocidad de toma del registro, posición de
la sonda dentro del pozo (ya sea bien centrada o excentrada), diámetro del agujero y composición
del lodo de perforación, así como también el espesor de la capa. Para ello la compañía

69
Schlumberger tiene tablas de correcciones para situaciones específicas (NGScor-1 y NGScor-2)
cuando se esté realizando la toma del registro.
3.3.4 Aplicaciones del registro NGS
El registro de espectroscopía de rayos gamma tiene múltiples aplicaciones interesantes tanto en
estudios geológicos como en estudios ingenieriles.
3.3.4.1 Identificación de la litología
La cantidad y los tipos de elementos que se encuentren presentes en las formaciones, están
determinados en gran medida en la manera en que éstos fueron depositados así como en lo que
ocurrió después de su depositación, por lo tanto, las curvas de correlación calculadas para cada
elemento radiactivo permite detectar, evaluar y determinar su origen en cuanto a su ambiente de
depósito, los procesos diagenéticos posteriores, el tipo de arcilla y el volumen de arcilla que
contenga la formación o roca analizada. Sin embargo, es recomendable que se correlacione esta
información junto con otros registros de identificación de litología para realizar un análisis más
conciso.
3.3.4.2 Determinación de volumen de arcilla
Tal vez su aplicación más importante radica en la estimación del volumen de arcilla en las
formaciones ya que la respuesta de las curvas del Torio y el Potasio, o únicamente la curva del
Torio, frecuentemente son mejores indicadores de arcilllosidad. Esto radica en que para el registro
de rayos gamma naturales, las zonas altamente radiactivas fueron consideradas como arcillas sin
embargo no se analiza el tipo de arcilla que le conforma, o si ésta fue analizada se le debe aplicar
una corrección. Para el NGS se calcula la curva de rayos gamma libre de Uranio brindándonos así
una mejor interpretación de la arcilllosidad en la formación.
Para poder calcular el Vsh de la formación a partir de las curvas del registro de espectrometría de
rayos gamma, podemos calcular el Ish de cada curva de la misma manera en que se realiza con el
registro de rayos gamma tomando ahora los valores de las curvas del registro.
𝑰 𝒔𝒉(𝑻𝒉) = �
𝑪 𝒕𝒉𝒍𝒐𝒈 − 𝑪 𝒕𝒉 𝒎𝒊𝒏
𝑪 𝒕𝒉 𝒔𝒉 − 𝑪 𝒕𝒉 𝒎𝒊𝒏
�
𝑰 𝒔𝒉(𝑲) = �
𝑪 𝒌𝒍𝒐𝒈 − 𝑪 𝒌 𝒎𝒊𝒏
𝑪 𝒌 𝒔𝒉 − 𝑪 𝒌 𝒎𝒊𝒏
�
𝑰 𝒔𝒉(𝑪𝑮𝑹) = �
𝑪𝑮𝑹𝒍𝒐𝒈 − 𝑪𝑮𝑹 𝒎𝒊𝒏
𝑪𝑮𝑹 𝒔𝒉 − 𝑪𝑮𝑹 𝒎𝒊𝒏
�
Ecuación 3.17
Ecuación 3.18
Ecuación 3.19

70
Donde:
C = concentración de cada elemento en la curva del registro.
min y sh = concentraciones en las zonas de mínima radiactividad y en las lutitas.
Con estos valores de Ish del Torio y del Potasio calculados de las curvas del registro NGS, serán
mucho más precisos los valores que con el Ish obtenido sólo con el registro de rayos gamma. Esto
nos ayuda a identificar el tipo de mineral que constituye las arcillas utilizando el crossplot de la
compañía Schlumberger (Figura 3.40).
Una vez que se tiene la curva corregida por uranio (CGR), se proceden a aplicar de nueva cuenta
alguna de las ecuaciones ya vista en los rayos gamma dependiendo la edad y el tipo de roca que se
esté analizando ya sea Stiever, Clavier o Larionov para obtener el Vsh a partir del Ish de la
formación.
3.3.4.3 Otras aplicaciones que se pueden realizar con el NGS
Al igual que el registro de rayos gamma, el registro de espectroscopía de rayos gamma sirve para:
• Correlación entre pozos y detección de fracturas.
• Control de la profundidad y detección de discontinuidades en la estratificación.
• Permite el análisis mineralógico de mezclas litológicas complejas.
• Identificación de areniscas y arenas arcillosas y estimación del potencial de Uranio.
Figura 3.40 Grafico CP-19 cortesía de Schlumberger para obtener el tipo de mineral
representativo de las rocas.

RESISTIVIDAD
4.1 Registros de conducción de corriente
4.2 Registros de inducción

CAPÍTULO 4.- REGISTROS DE RESISTIVIDAD 4.1 Registros de conducción de corriente
71
4.1.1 Registros Convencionales
Como bien se mencionó en el Capítulo 1 al comienzo de este trabajo, la resistividad es una de las
propiedades físicas de las rocas más importantes en la evaluación de las formaciones ya sea en
forma cualitativa o cuantitativa por medio de los registros eléctricos. Los registros eléctricos
convencionales (ES), remontan sus orígenes al origen de los registros alrededor de los años 20´s y
los años 30´s, y han ido evolucionando desde ese entonces para poder obtener métodos de
medición más sofisticados de las resistividades de las formaciones para las determinaciones de Rxo
y Rt respectivamente, etc.
4.1.1.1 Principio físico de la herramienta
La base de todas las herramientas eléctricas para la medición de esta propiedad, se basa y obtiene
mediante la sencilla teoría de la herramienta eléctrica. La herramienta cuenta con un sistema de
electrodos que son introducidos a un pozo, generando con ello una corriente eléctrica a través de
una fuente (A), creando de esta manera esferas equipotenciales centradas en la fuente, y que con
el lodo de perforación actuando como conductor, se pueda distribuir la corriente entre los
electrodos y la(s) formaciones (Figura 4.1). Lo que medirán finalmente los electrodos será el
voltaje a una distancia dada de la fuente, la cual dependerá del espaciamiento entre la emisión y
los electrodos, y de la resistividad de la formación entre los 2 electrodos, lo que irá
correspondiendo proporcionalmente a la resistividad de las formaciones.
Estos electrodos son montados normalmente en una sonda, y dependiendo del tipo de arreglo que
exista entre los electrodos emisores de corriente y entre los electrodos de medida, las sondas
podrán ser bien o "normales o laterales". Es importante recalcar que este tipo de registros sólo es
posible obtenerlos en agujeros abiertos (es decir, sin tubería de revestimiento) y con un lodo que
sea relativamente conductor, pudiendo encontrarse así valores altamente variables en las
resistividades de las formaciones que pueden variar entre los 0.5 a los 500 Ohms/m dependiendo
del tipo de roca y los fluidos que se tengan.
Figura 4.1 Esquema que muestra el principio de medición de la resistividad,
ejemplificando cómo sucedería en un medio isotrópico, homogéneo e infinito.

72
4.1.1.2 Dispositivos de investigación somera
4.1.1.2.1 Arreglo o sonda normal
El dispositivo o arreglo normal (SN), constituye la base de los registros eléctricos convencionales,
ya que gran mayoría de los pozos petroleros antiguos fueron obtenidos con la curva de esta
herramienta. Su principio se basa en estar constituida de 1 electrodo A por el cual es transmitida
una corriente alterna constante de baja frecuencia (I) emitida desde superficie, cerrándose él
circuito en un electrodo B alejado de A y de otro electrodo M (Figura 4.2). El electrodo M es un
electrodo de medida o potencia que puede estar colocado a una distancia de 16” de A, o bien a
64”, siendo el nombre de éste segundo arreglo la Normal Larga (LN); lo que se mide es la
diferencia de potencial que ocurre entre M y un electrodo N muy alejado (Figura 4.3).
Un registro de resistividad sería una línea recta paralela al eje de las profundidades si se supusiera
que se atraviesa un medio homogéneo, isotrópico e infinito tal como se ejemplificó en la Figura
4.1. Como no ocurre de esa manera ya que la sonda va atravesando medio heterogéneos, lo que
se obtiene al final es una curva proporcional a la resistividad del medio que separa la caída de
potencial en los electrodos. Consecuentemente a esto, se podría decir que el radio de
investigación del arreglo normal es el doble del espaciado que existirá entre los electrodos A y M.
Las curvas de resistividad que serán obtenidas por medio de este arreglo en los electrodos de la
sonda, son denominadas curvas normales.
Alguna de las aplicaciones más comunes que tiene el arreglo es para correlaciones entre pozos,
delimitar estratos y evaluaciones de capas delgadas.
Figura 4.2 Configuración real del dispositivo
Normal.
Figura 4.3 Principio de funcionamiento
teórico del dispositivo Normal.

73
4.1.1.3 Dispositivos de investigación media
4.1.1.3.1 Sonda normal larga
La única diferencia que radica entre este arreglo y el normal, es el espaciamiento que existe entre
el electrodo de corriente A y el electrodo de medida M, el cual es de 64”. Sin embargo, el principio
de funcionamiento es el mismo para los 2 arreglos (Figura 4.4). El radio de investigación que este
arreglo tiene es de aproximadamente 10 pies (3 metros), y era muy utilizado para determinar
efectos que pudiesen ocurrir en la zona invadida, así como también para obtener un valor
representativo de la resistividad de la zona virgen de las formaciones (Rt). No obstante, en capas
delgadas tiene una medición muy pobre.
4.1.1.3.2 Presentación de la curva en el arreglo normal
• Comportamiento en capas muy resistivas de gran espesor: en aquellas capas que tengan
un espesor considerablemente mucho mayor que el espaciamiento que exista entre los
electrodos A y M, y su resistividad sea mayor que el de las capas adyacentes a esta, el
comportamiento que se presentará en la curva muestra un redondeo marcado por 2
puntos de inflexión que se acercara más al valor verdadero de Rt, mientras mayor sea el
espesor de la capa. Se dice con esto que si el espesor de las capas es 4 veces mayor que el
espaciamiento, se puede obtener un buen valor de Rt. Por otro lado, cuando los espesores
son menores, se tienden a registrar espesores menores que los reales, así como también
resistividades menores que las verdaderas (Figura 4.5).
• Comportamiento en capas muy resistivas de poco espesor: en capas cuyas resistividades
sean más grandes que sus capas adyacentes pero su espesor es muy pequeño, se tiene
una disminución muy notable de la curva de resistividad mostrando como si ésta fuese
Figura 4.4 Configuración del dispositivo Normal Larga.

74
una capa conductiva, y aun más conductiva mientras mayor sea su resistividad. Este
fenómeno ocurre cuando la distancia AM entre los electrodos es mayor que el espesor de
la capa dándose un efecto inverso de la señal en la curva, obteniéndose una resistividad
aparente mínima. De hecho, menor a la resistividad de las capas adyacentes formándose 2
picos simétricos separados a una distancia AM + el espesor de la capa. Se dice entonces
que una capa es de espesor crítico cuando ocurre este fenómeno en la curva (Figura 4.6).
• Comportamiento en capas poco resistivas o conductoras de gran espesor: en capas de gran
espesor la curva mostrará la resistividad verdadera de la formación mientras mayor sea el
espesor de la capa; sin embargo, la curva provocará también que el espesor registrado sea
mayor al verdadero. Se podría decir que en estos casos el espesor real será la resta de la
distancia que exista entre los puntos de inflexión menos el espaciamiento de AM (Figura
4.7).
• Comportamiento en capas poco resistivas o conductoras y de poco espesor: En capas cuyas
resistividades sean menores a sus capas adyacentes y su espesor sea crítico, el espesor
registrado será mayor al espesor real, siendo el espesor real igual a la distancia que exista
entre las inflexiones de la curva menos el espaciamiento AM (Figura 4.8).
Figura 4.5 Capa resistiva de gran espesor. Figura 4.6 Capa resistiva de espesor crítico.
Figura 4.7 Capa conductiva de gran espesor. Figura 4.8 Capa conductiva de espesor crítico.

75
En ambos casos para capas resistivas y para capas conductoras en el arreglo eléctrico normal, las
curvas serán simétricas a la mitad de la capa.
4.1.1.4 Dispositivos de investigación profunda
4.1.1.4.1 Arreglo o sonda lateral
El dispositivo lateral básico consta de 2 electrodos A y B por los cuales se deja pasar una corriente
constante, de donde se mide posteriormente la diferencia de potencial que existe entre 2
electrodos de medida M y N que están relativamente muy cercanos entre ellos y entre el
electrodo A, localizados en superficies equipotenciales, esféricas y concéntricas, que se centran en
A. De esta manera el voltaje que se mide es proporcional al gradiente de potencial entre M y N.
El punto de medición se localiza en O que es el punto medio entre los electrodos M y N y el
electrodo de corriente A, por lo tanto el espaciamiento AO que constituye la herramienta es de
18´8” (Figura 4.9). En general, mientras mayor sea el espaciamiento que se tenga entre los
electrodos de corriente y de medida, mayor será el radio de investigación dentro de la formación.
Se puede decir con esto que el arreglo lateral con un espaciamiento de 18´8”, tiene una mayor
profundidad de investigación a diferencia del arreglo normal, ya que aquél es de 19 pies que
exceden por mucho a los 10 pies que tiene el arreglo normal.
Como se observa en la Figura 4.9, los electrodos de corriente A y B van dentro del pozo y
substituyen a los electrodos de medida M y N que se tienen en un esquema teórico. En la práctica,
es común que el electrodo N igualmente vaya dentro del pozo y a una distancia grande de los
electrodos A y M. Este cambio de los electrodos de corriente por los de medida tiene su base en el
principio de reciprocidad, lo que permite que ambos circuitos puedan soportar corrientes en
ambos sentidos para anular los fenómenos de inducción y polarización.
El arreglo lateral permite, por ende, tener una muy buena determinación del valor de Rt de la
formación, pero esto sólo se cumple cuando se tienen capas con espesores mayores a 40 pies (12
a 13 metros) o más grandes y no existe invasión. En capas de espesores menores su resolución
vertical es muy baja.
Figura 4.9 a) Arreglo teórico de una sonda lateral y b) Arreglo práctico que tiene la sonda lateral.

76
4.1.1.4.2 Presentación de la curva en el arreglo lateral
En general, la gran limitante que tiene el arreglo lateral es que se obtiene una curva asimétrica
respecto al centro de la capa, provocando que no sea posible definir correctamente el límite entre
capos porosas y permeables, además de que en espesores de capas que sean 1.5 veces menores al
espaciamiento AO de la herramienta, su respuesta es muy pobre. Por ello es que en muchas
ocasiones se ve en la necesidad de utilizar nomogramas para corregir la señal por efecto del
agujero, espesor de la capa y capas adyacentes.
• Comportamiento en capas muy resistivas de gran espesor: además de presentarse como
una curva asimétrica, el comportamiento que presenta la curva del arreglo lateral en estos
casos, registra valores de resistividad comparativamente bajos en los límites superiores, y
lecturas de altas resistividades cerca de los límites inferiores. Se logra apreciar en la Figura
4.10a el cómo es que se forma un aplanamiento moderamente grande de la curva y de
lecturas similares al valor verdadero de Rt, que al igual que el arreglo normal mientras
mayor sea la capa, será más representativo el valor de Rt de la formación sin ser afectado
por las capas adyacentes.
• Comportamiento en capas muy resistivas de poco espesor: en capas resistivas cuyos
espesores sean menores o muy similares al espaciamiento AO de la herramienta, se
presenta una cresta de alta resistividad muy notoria, seguida de lecturas de resistividad
bajas en la parte inferior de la capa. La diferencia principal de estas curvas de resistividad
con respecto a las que se presentan en capas gruesas, es que no existe un punto en la
curva cuya resistividad aparente sea similar a la resistividad de la formación (Rt), sino que
siempre es menor (Figura 4.10b).
• Comportamiento en capas muy resistivas muy delgadas: si la capa es de un espesor mucho
menor que el espaciamiento que exista en los electrodos AO, habrá una disminución de la
resistividad aparente dentro de una distancia AO medida desde el límite inferior de la
capa, hacia abajo llamada "zona ciega", que corresponde al efecto de la posición variable
de los electrodos de la sonda con respecto a las capas resistente y adyacente
respectivamente, ocurriendo enseguida un pico de reflexión (Figura 4.10c).
Como es posible notar, el fenómeno que ocurre en capas cuyas resistividades son mayores que las
de las formaciones adyacentes, para un mismo valor de Rt medido en la zona no invadida, las
resistividades aparentes máximas obtenidas con el arreglo lateral, irán disminuyendo conforme el
espesor de la capa resistiva vaya disminuyendo hasta cierto valor, después del cual volverán a
aumentar las resistividades a medida que la capa se vaya haciendo más delgada. Para tales casos
los valores mínimos de las resistividades aparentes se obtienen cuando el espesor de la capa
resistiva es aproximadamente igual al espaciamiento AO del arreglo lateral, es decir su espesor
crítico.

77
• Comportamiento en capas conductoras de grandes espesores y en capas delgadas: tal
como se ejemplificó en capas conductoras con el arreglo normal, la respuesta que tienen
este tipo de formaciones en la curva del arreglo lateral es muy similar debido a que los
espesores aparentes que se manejan son mayores que los espesores reales de las capas en
una cantidad aproximada al espaciamiento AO en el arreglo.
El límite superior de la capa suele estar bien definido, mientras que el límite inferior se
encuentra desplazado una cantidad igual al espaciamiento AO (Figuras 4.11 y 4.12).
Figura 4.10 Esquema que ejemplifica la respuesta de la curva del arreglo lateral en formaciones
que son mucho más resistivas que las capas adyacentes.

78
4.1.1.5 Presentación del registro eléctrico
La presentación del registro eléctrico convencional que es comúnmente empleada en la industria,
está representado por el uso de 2 curvas normales con distintos espaciamientos en los electrodos
(normal y normal larga), lo que les permite poder tener distintas profundidades de investigación
en las formaciones, así como también el uso de una curva lateral. Esto se lleva a cabo con el
objetivo de poder evaluar efectivamente las 3 zonas que comprenden la invasión del filtrado de
lodo, así como también para identificar oportunamente los limites o capas que sean de gran
espesor y el contenido de fluidos que estos puedan tener o bien, aquellos limites o capas que sean
muy delgadas pero que tengan características de poder estar almacenando hidrocarburos.
En el ejemplo de un registro eléctrico tal como se muestra en la Figura 4.13, se puede observar
cómo se grafican la curvas y cómo están representadas las unidades de medición de las
herramientas. Tanto para los arreglos normales como para los arreglos laterales, la escala que más
frecuentemente se utiliza es de resistividades de 0 a 20 ohm·m sin embargo, si las resistividades
sobrepasan esta escala, se da un salto de ciclo y se comienzan a utilizar escalas de 0 a 200 ohm·m.
Figura 4.11 Respuesta de la curva del arreglo lateral en formaciones conductoras de espesor
mayor al espaciamiento AO.
Figura 4.12 Respuesta de la curva del arreglo lateral en formaciones conductoras de espesor
menor al espaciamiento AO.

79
Figura 4.13 Ejemplo de un registro de resistividad convencional tomado en una secuencia de
arenas y lutitas del Mioceno en las costas del Golfo de México (Modificado de Gómez, 1975).

80
Como se observa en la Figura 4.13, se tienen 4 curvas de resistividades y una de potencial natural
que se localiza en el carril o pista 1 del registro mostrando intercalaciones de arenas con lutitas,
mientras que las curvas de resistividades se grafican en los carriles 2 y 3. Por convención, cuando
se tiene más de 1 curva en el mismo carril la curva que no sea continua representará la respuesta
de la herramienta con una profundidad de investigación mayor, la cual en este caso es la normal
larga de 64”, mientras que en el carril 3 se grafica la respuesta del arreglo lateral como una curva
continua.
Cuando se están evaluando las formaciones por medio de este tipo de información hay que tener
en cuenta que puede o no ocurrir invasión del filtrado del lodo en las capas permeables. Por lo
tanto es tarea de analista del registro poder observar y diferenciar estas particularidades. En el
caso de la Figura 4.13 se observa que las resistividades de la curva normal son mayores a las
resistividades de la normal larga a pesar de que sean intervalos con contenido de agua salada, por
lo tanto los valores más representativos de Rt los podemos obtener de las curvas de mayor
investigación que en este caso serán la normal larga y la lateral o inversa.
4.1.1.6 Correcciones a los registros convencionales
Los valores de las resistividades que se estén leyendo del registro eléctrico utilizando cualquiera
de los arreglo de los ya mencionados, serán sólo las resistividades aparentes de las capas (Ra).
Estas resistividades se verán, por ende, afectadas tanto de las condiciones existentes que haya en
el pozo, como del tipo de arreglo que se utilice para poder obtener una buena determinación del
valor de Rt que es lo que se está buscando. En la Ecuación 4.1 se expresa de una manera muy
general en función de qué depende la resistividad aparente.
𝐑 𝐚 = 𝐟 (𝐑 𝐦, 𝐝 𝐡, 𝐑 𝐦𝐜, 𝐡 𝐦𝐜, 𝐑 𝐱𝐨, 𝐝𝐢 , 𝐑 𝐭 , 𝐡 , 𝐑 𝐬 )
Por lo tanto, para poder obtener un buen valor de Rt hay que hacer las correcciones necesarias
por efecto de: diámetro del agujero (dh), diámetro de invasión (di), resistividad del lodo y del
enjarre (Rm y Rmc), resistividad de la zona invadida (Rxo), diámetro o espesor de la capa (h),
resistividad de las capas adyacentes (Rs), así como también por espesor del enjarre (hmc). Esto se
logra utilizando diversas tablas de corrección que las distintas compañías de servicios emplean en
sus registros para realizar las correcciones por efecto del agujero, correcciones por invasión,
correcciones por espesor de capa, etc. Debido a ello y a la gran cantidad de correcciones y
limitantes que tienen los registros eléctricos convencionales para poder obtener buenos valores
de Rt en las formaciones, su utilización ya no es tan o nula en algunos casos y han sido desplazados
por nuevas y mejores herramientas.
4.1.1.7 Aplicaciones
Los registros convencionales de resistividad tienen aplicaciones tanto cualitativas como
cuantitativas cuando se combinan con otras herramientas tales como el sónico de porosidad y con
Ecuación 4.1

81
la información de la curvas de potencial natural. Algunas de sus aplicaciones más importantes o las
más frecuentes que se pueden realizar con el registro eléctrico son:
• Determinación de Rxo y de Rt a partir de la información de Ra del registro.
• Determinación de zonas con hidrocarburos.
• Determinación de contactos agua-hidrocarburos.
• Correlación entre pozos.
4.1.1.8 Herramientas de microresistividad (Microlog)
La determinación de un buen valor de Rt a partir del registro eléctrico convencional se encuentra
sujeto a llevar a cabo un gran número de correcciones por condiciones ambientales dentro de
pozo. En mayor medida, dentro de los registros eléctricos, son de particular importancia aquellos
casos en donde exista un filtrado de lodo dominante en las formaciones y consecuentemente la
formación de un enjarre ya que, la resistividad del filtrado del lodo puede en muchas ocasiones
afectar la respuesta óptima del registro eléctrico. Por ello, el poder obtener Rxo de la zona de
invasión es importante por varios motivos:
• Cuando la invasión es de moderada a alta, el conocimiento de Rxo permite realizar las
correcciones respectivas para determinar Rt por efectos de invasión.
• Algunos métodos computacionales para obtener la saturación de agua de la zona virgen,
necesitan conocer el radio de filtración que se lleva a cabo dentro de la formación (Rxo/Rt).
• En formaciones limpias, el valor del factor de formación y de la porosidad de la roca o
yacimiento, puede ser medido o calculado a partir de Rxo.
Debido a estas particularidades es que se creó la herramienta Microlog, la cual nos permite
obtener una buena determinación de Rxo al tener una profundidad de investigación muy baja
debido a que el filtrado de lodo sólo se extiende unas pulgadas en las formaciones.
4.1.1.8.1 Principio de medición del registro microlog
La herramienta microlog se encuentra constituida de un patín de hule con 3 electrodos centrados
en línea recta y con una separación de 1” uno de otro, lo que le permite obtener 2 mediciones de
resistividad a distintas profundidades. La configuración en el patín le permite obtener a la
herramienta una curva microinversa o microlateral de 1”x1” con un radio de investigación de 1.5”,
y una curva micronormal de 2” que son registradas simultáneamente en el registro, con las cuales
se puede determinar zonas permeables y sus respectivos espesores, así como también Rxo de la
zona de invasión.
A diferencia del registro eléctrico convencional, la forma en cómo opera la microlog para pasar la
corriente a la formación, ya se realiza a través de lodo, sino directamente de los electrodos a la
formación ya que este patín generalmente va pegado a la formación por un sistema mecánico e

82
hidráulico que es controlado desde la superficie (Figura 4.14). Los electrodos son muy similares a
los del registro eléctrico, tenemos un electrodo A de corriente, 2 electrodos de medida y un
electrodo B de referencia que sirve para medir las caídas de potencial totales (Figura 4.15).
Esta configuración caracteriza a la herramienta para poder obtener las curvas de microresistividad,
obedece en gran medida a la forma en que los electrodos pueden combinarse.
• Microlateral o microinversa: esta curva se obtiene de la combinación de los electrodos A,
M1 y M2, en donde se mide la resistividad del volumen de materia que atraviesa por M1 y
M2 tal y como se puede observar en la Figura 4.14. Los valores de resistividad aparente
(Ra) que serán registrados, equivalen a porciones de formación entre los 2.5 y los 5 cm
medidos desde el electrodo A y se les denomina resistividades tipo R1x1.
• Micronormal: Esta curva, a diferencia de la microlateral, se obtiene de la combinación de
los electrodos A y M2, midiéndose la caída de potencial que ocurre entre el electrodo M2 y
un electrodo B alejado de M2, lo que le permite tener una profundidad de investigación
mayor que la microlateral. Las resistividades aparentes se designaran como tipo R2 y
empiezan a partir de los 5 cm medidos desde el electrodo A hacia la formación.
Sin embargo, la herramienta no sólo permite obtener las 2 curvas de microresistividad, sino que
también es posible obtener una curva calliper del pozo. Esta curva, generalmente, va graficada del
lado izquierdo en el primer carril de los registros y al menos en la herramienta microlog, su
obtención es posible ya que para poder obtener las curvas de resistividad de la zona invadida el
patín de hule de la sonda debe ir pegado a la pared del agujero por medio de brazos y resortes en
la sonda (Figura 4.16). Esto permite que a medida que se vayan graficando la respuestas resistivas
Figura 4.15 Arreglo práctico que tiene la
herramienta Microlog.
Figura 4.14 Principio de medición del Microlog
mostrándose el patín y los electrodos, así como la
forma en cómo se distribuyen la corriente al agujero.

83
de un volumen muy pequeño de enjarre y de la formación, a la vez podamos tener una curva que
nos diga el diámetro del agujero que puede ir variando desde las 4.5” hasta las 16”.
4.1.1.8.2 Presentación del registro microlog
En un registro microlog la comparación que exista entre las curvas micronormal y microlateral o
microinversa, que son comúnmente graficadas en el carril 2 del registro, es lo que permitirá poder
identificar con facilidad intervalos permeables en donde se presente la formación de un enjarre ya
que dicho intervalo representa el sitio en donde los solidos del lodo son adheridos y/o acumulados
a la pared de pozo formando este enjarre. Por lo general, el enjarre tiene una resistividad un poco
mayor a la del lodo de perforación que se esté utilizando, y mucho menor que la resistividad que
sea medida de la zona invadida.
Por ello, en formaciones permeables el enjarre suele afectar más la calidad de respuesta de la
curva, específicamente más a la microlateral por tener una profundidad de investigación menor; a
diferencia de la micronormal que casi no es afectada por este efecto, reflejándose esta respuesta
en las curva al dar valores de resistividades mayores produciéndose con ello una separación
"positiva" de las curvas, mientras que en formaciones impermeables, ambas curvas suelen
presentar valores de resistividades muy similares o bien pueden mostrar una separación
"negativa" de las curvas, lo que por razones físicas indica que las resistividades suelen ser mucho
mayores que en las formaciones permeables. Mientras que con enjarres de resistividades bajas
ambas curvas dan valores de resistividades de entre 2 a 10 veces la resistividad del lodo (Rm). En la
Figura 4.17 se ilustra un registro microlog, en donde se logra apreciar la forma en que se dan las
separaciones de las curvas micronormal y microinversa.
Figura 4.16 Esquema que muestra como está montado el patín que permite
obtener el diámetro del agujero o calliper del pozo en una herramienta Microlog.

84
4.1.1.8.3 Corrección aplicada al registro microlog
• Por efecto de enjarre
La corrección por efecto de enjarre es la única que se realiza al registro microlog ya que el enjarre
es lo único que afecta la respuesta de las lecturas de resistividades, principalmente para la curva
microlateral por su poca profundidad de investigación. Su efecto perjudicará en mayor o menor
medida las lecturas dependiendo básicamente de la resistividad del enjarre (Rmc) y de su espesor
en las formaciones permeables (hmc), además de que los enjarres pueden ser en ocasiones
anisotrópicos. Esta última característica puede afectar las lecturas de modo que el espesor
efectivo o eléctrico puede ser mayor o menor que lo que indica el calliper.
Figura 4.17 Ejemplo de un registro microlog tomado en una secuencia de arenas y lutitas del
mismo pozo de la Figura 4.13 (Modificado de Gómez, 1975).

85
Para poder obtener un bueno valor de Rxo, podemos utilizar las hojas de correcciones que las
empresas emplean dependiendo la variante de la herramienta que éstas utilicen. En este caso, por
ser Schlumberger la principal empresa que desarrolla la tecnología, se tomarán como base sus
tablas, siendo la grafica de corrección Rxo-1 la utilizada para obtener Rxo a partir de un valor
obtenido de Rmc, mientras que el espesor del enjarre se obtiene directamente del registro calliper.
Sin embargo, este método tiene ciertas limitantes las cuales son las siguientes:
• hmc no puede ser superior a las 0.5 pulgadas de espesor.
• La profundidad de invasión debe ser superior a las 4 pulgadas sino los valores de Rt
afectan las lecturas del microlog.
• La relación que exista entre Rxo/Rmc debe ser menor a 15 (no aplica en casos donde la
porosidad sea mayor al 15%).
4.1.1.8.4 Aplicaciones del registro microlog
Entre las aplicaciones principales que tiene el registro microlog resaltan:
• Identificación de intervalos permeables debido a la formación de un enjarre en las
formaciones.
• Cuando no existe presencia de enjarre el registro puede proporcionar información útil
sobre la litología del pozo.
• En intervalos permeables ya sean bien de arenas con agua salada o bien en arenas con
presencia de hidrocarburos, la respuesta de las curvas microlateral y micronormal
mostrarán separaciones positivas. La única diferencia serán los valores de resistividades
más altos en las arenas con hidrocarburos.
• En presencia de intervalos de lutitas generalmente las resistividades serán bajas y la
separación de las curvas será a menudo nula, además de que el efecto del lodo sobre las
capas en ocasiones provocará cavidades por el derrumbe viéndose el efecto también en la
curva del calliper.
• Obtención de Rxo utilizando ciertas graficas de corrección (Rxo-1 de la compañía
Schlumberger).
• En capas muy delgadas tiene una resolución vertical excelente, por lo que su detección
con la herramienta microlog es muy útil a diferencia de la normal, la normal larga o la
lateral que en muchas ocasiones no las detectan.
• En formaciones compactas donde no se tiene la formación de un enjarre, así como
tampoco existen fluidos en la roca, los valores de las resistividades mostradas por las
curvas micronormal y la microlateral casi siempre se salen de la escala por ser demasiado
altas y la separación entre las curvas será nula.

86
4.1.2 Registros Enfocados
Este tipo de registro eléctrico, basa su principio de funcionamiento en el poder "enfocar" la
corriente eléctrica dentro de las formaciones para mantener la medición por medio de un gran
número de electrodos. Fue diseñado de esta manera poco después de los años 50´s por la
necesidad que existía al tomar los registros eléctricos, de poder minimizar y/o evitar en lo posible
los efectos que alteraban la respuesta de las herramientas de resistividad convencionales (ES),
especialmente en aquellos casos donde se tienen lodos muy conductores y/o capas muy delgadas.
El nombre con el que se les conoce comercialmente a las herramientas para obtener este tipo de
registros son las laterolog, y existen varios tipos de estas herramientas en donde la única
diferencia principal entre ellas, radica en la profundidad de investigación con la que operan. Entre
ellas se tienen en orden decreciente de acuerdo a su profundidad de investigación las
herramientas laterolog 7 (LL7), la laterolog 3 (LL3) y la laterolog 8 (LL8). Las 2 primeras tiene una
buena profundidad de investigación que les permite obtener perfiles más detallados de las
resistividades verdaderas de las formaciones (Rt), mientras que la LL8 o laterolog 8 es de
investigación somera, y es la que se toma generalmente en combinación con los registros de
inducción (Subcapítulo 4.1.3). De igual manera existe una herramienta de investigación más
somera que la LL8 sin embargo, esta última utiliza un sistema de enfoque de corriente diferente y
se le conoce comercialmente como la herramienta esférica enfocada (SFL).
4.1.2.1 Principio de medición
El principio básico con el cual operan las herramientas de este tipo a excepción de la esférica
enfocada (SFL), se basa en forzar la corriente del electrodo central de manera radialmente como si
se tratase de una lámina delgada que penetra la formación a través de electrodos de guarda que
permiten enfocar la corriente (Figura 4.18). Los electros de guarda son dispositivos claves de este
tipo de herramientas ya que obligan a la corriente emitida por medio del electrodo central A0 a
fluir de manera perpendicularmente a la formación y, se realiza de esta de esta manera logrando
minimizar el efecto del agujero y de las capas adyacentes a la zona de interés siempre y cuando la
invasión del filtrado del lodo no sea muy profunda. Para fines de correlación litológica, estos se
corren en conjunto con un registro de rayos gamma o un potencial natural (SP).
Su principal aplicación se centra en detectar capas o formaciones delgadas así como también
hacerlo en pozos exploratorios cuando no existe suficiente información, permitiendo poder
distinguir de forma oportuna entre formaciones que tengan hidrocarburos, de aquellas que solo
tengan agua salada. En aquellos casos donde solo se tengan intervalos con contenido de
hidrocarburos, será posible obtener buenos valores de Rt ya que la relación Rm/Rw será mayor a 4
a diferencia de intervalos con agua salada donde la relación no sobrepasa a 4.
Existen numerosas herramientas de este tipo que son empleadas por las distintas compañías de
servicios de registros en donde, lo único que variará entre ellas serán la cantidad de electrodos de

87
guarda que son utilizados. A continuación se dará una descripción detallada de cada herramienta
laterolog y cómo operan cada una.
4.1.2.2 Dispositivos de investigación somera
4.1.2.2.1 Laterolog 8 (LL8)
La herramienta laterolog 8 es la sonda de menor radio de investigación entre las laterologs a
excepción de las herramientas microenfocadas. Está constituida por 7 pequeños electrodos que
van montados en la misma sonda con la que se obtiene el registro doble inducción laterolog (DIL,
subcapítulo 4.1.3) y su principio de medición es muy similar a la laterolog 7 (LL7) que se describirá
posteriormente. La diferencia entre ellas es el espaciamiento que existe entre el acomodo de los
electrodos con los que opera esta sonda los cuales se encuentran menos separados que la LL7, lo
que le permite tener una resolución vertical de 0.35 m (14”) pudiendo así marcar más las capas.
Sin embargo, esta herramienta está más influenciada por los efectos que tiene el filtrado del lodo
dentro de las formaciones, por lo que es posible obtener valores de Rxo aceptables haciendo las
correcciones necesarias.
4.1.2.2.2 Herramienta o dispositivo de enfoque esférico (SFL)
Esta herramienta es al igual que la Laterolog 8 de investigación somera, sin embargo es más
somera todavía que la LL8 y mucho más eficaz que las herramientas eléctricas convencionales
Figura 4.18. Esquema que ejemplifica el principio de medición de las
herramientas laterolog.

88
(normal) ya que minimiza y/o elimina los efectos del agujero que afectan la respuesta de la LL8.
Comúnmente su utilización se da en combinaciones junto con un potencial natural, registros
sónicos o bien en registros de inducción ya que permite obtener buenos valores de Rxo, una buena
resolución vertical de las capas, etc.
La sonda consiste de un electrodo central A0 y 4 pares de electrodos espaciados simétricamente
tanto en su parte superior e inferior teniendo un total de 9 electrodos. Ambos electrodos por par
en la sonda, están conectados entre sí eléctricamente por medio de alambres aislados de tal
manera que existe una conexión entre A1-A´1, M0-M´0 y así sucesivamente. De A0 fluye una
corriente “variable” para mantener M1-M´1 y M2-M´2 a un mismo potencial mientras que una
corriente auxiliar enfocada IA fluye entre A0 y A1-A´1 forzando así a la corriente I0 a penetrar la
formación cerca del centro de la sonda formándose superficies equipotenciales semiesféricas de
donde la región más cercana al punto de entrada es la que más contribuye a las caídas de
potencial producidas por la corriente I0, ya que es donde más se concentran las líneas de
corriente, siendo esta región en donde se contribuye a la mayor caída de potencial entre las zonas
B y C y por lo tanto, la que mas contribuya a la lectura de la resistividad.
Por lo tanto, la herramienta SFL utiliza un método de enfoque distinto a las laterologs ya que
produce caídas de potencial en el agujero, tales como si se tuvieran las condiciones y
resistividades de formaciones homogéneas permitiendo con ello, corregir las distorsiones que
ocurrirían con la normal corta cuando el medio no es homogéneo. Esto permite que las superficies
equipotenciales que se desarrollan no sean completamente esféricas sin embargo, le permite
tener una buena profundidad de investigación somera en donde la corriente de intensidad I0 es
inversamente proporcional a la resistividad de la formación entre 2 superficies equipotenciales
(Figura 4.19).
Figura 4.19. Esquema que ejemplifica el arreglo de los electrodos y las líneas de corriente
y las de enfoque en el registro SFL.

89
4.1.2.2.3 Presentación del registro LL8 y SFL
El registro laterolog 8 generalmente se toma en combinación con un registro doble inducción
siendo denominado el registro como un DIL-LL8 (doble inducción-laterolog, Figura 4.20),
permitiendo de esta manera obtener 3 mediciones de resistividad enfocadas a la vez a distintas
profundidades logrando con ello, una mejor respuesta en capas que sean muy delgadas y una
disminución del efecto del agujero sobre la respuesta de la sonda. Se diseñó de esta manera para
poder tener valores de Rt más exactos y poder ser tomados en lodos conductores o bien en lodos
base agua.Una característica importante de este tipo de registro es la escala logarítmica de 3 ciclos
que puede cubrir rangos de resistividades de 1 a 1000 ohm*m permitiéndole tener una mayor
facilidad en las lecturas de resistividades bajas.
Figura 4.20. Ejemplo de un registro doble inducción-laterolog
(Modificado de Gómez, 1975).

90
Al igual que el registro laterolog 8, el registro SFL es muy utilizado junto con mediciones de
resistividad en conjunto con el arreglo doble inducción (DIL), siendo la respuesta de la herramienta
SFL las mediciones de resistividad más someras que se registran (Figura 4.21). Además de estas
curvas, es posible combinar otras herramientas junto con la SFL como bien son un calliper, un
sónico, un potencial natural, etc. Con la finalidad de obtener mediciones e interpretaciones más
precisas de Rxo sobre la formación.
Figura 4.21. Ejemplo de un registro doble inducción-SFL tomado en la Formación Travis al
este de Texas (Modificado de Dewan, 1983).

91
4.1.2.3 Dispositivos de investigación media
A diferencia del laterolog 7 (LL7), el laterolog 3 (LL3) consta de un cilindro de gran longitud el cual
se encuentra dividido en 3 electrodos céntricos y aislados en la sonda. El electrodo central de
corriente A0 usualmente es de 1 pie de longitud y se le conoce como el electrodo de medida,
mientras que los electrodos superior e inferior son los electrodos de guarda que tienen una
longitud de 5 pies. Esta sonda fue la primera versión que existió del laterolog y es ligeramente más
eficaz que el laterolog 7, además de que la diferencia principal entre ellos radica en el gran tamaño
de los electrodos que la laterolog 3 (LL3) utiliza.
Su principio de funcionamiento sin embargo es muy similar al laterolog 7 la cual se describirá
posteriormente. De un electrodo central A0 y un electrodo remoto, es emitida una corriente
"constante" I0 a la formación la cual es automáticamente ajustada por una corriente enfocada
entre los electrodos de guarda y el electrodo remoto, permitiendo de esta manera que se
mantenga constante la corriente de A0 y el potencial entre todos los electrodos de la sonda. Esto
permite que el potencial V0 varié proporcionalmente con las resistividades del medio que se estén
atravesando.
De esta manera, lo que se tendrá será una lámina de corriente I0 de espesor O1-O2 que es
confinada en la formación de igual manera a como se ilustra en la Figura 4.22 y que es controlada
enfocando la corriente que emite A0. Usualmente este confinamiento es de un espesor mucho
menor (12”) que la laterolog 7 lo que le permite tener una resolución vertical excelente en capas
delgadas pudiendo incluso en ocasiones detectar capas que sean menores que la lamina de
enfoque, así como también menos perturbaciones por efectos de la zona invadida y del lodo. Sin
embargo su limitante radica en la gran cantidad de masa metálica con la que está construida
provocando que, en combinación con un potencial natural, la señal de esta última sea desplazada.
Figura 4.22. Principio de medición de la laterolog 3 donde se observa
cómo se distribuye la corriente a la formación.

92
4.1.2.4 Dispositivos de investigación profunda
Esta sonda se encuentra constituida por un electrodo central A0 y 3 pares de electrodos
denominados M1 y M2, M´1 y M´2 y A1 y A2, lo que en total da 7 electrodos. Su funcionamiento se
basa en emitir desde el electrodo central de medida A0 una corriente I0 de intensidad “constante”
y subsecuentemente a ello, tanto de los electrodos A1 y A2 que son electrodos de guarda, se
envían corrientes de la misma polaridad con la que salen de A0 pero de una magnitud ajustable
(Figura 4.23). Posterior a ello la intensidad de las corrientes se ajustan automáticamente de tal
manera que los electrodos M1, M2, M´1 y M´2 siempre estarán a un mismo potencial.
Si se realiza entonces la medición de la caída de potencial que ocurre entre uno de los electrodos
de monitoreo, y un electrodo colocado en el infinito (en superficie) para una corriente I0
constante, será posible observar cómo es que el potencial irá variando directamente con las
resistividades de las formaciones que se van atravesando por la sonda. Con ello, se logra que las
corrientes no puedan fluir ni hacia arriba o hacia abajo de la formación como si se aislara el pozo al
nivel de los electrodos de medida forzando así a que la corriente que sale de A0 fluya de forma
horizontal dentro de la formación. De esta manera se logran eliminar los problemas que afectaban
a las herramientas convencionales en casos de resistividades mayores al lodo de perforación.
Con ello el potencial que será medido en cualquiera de los electrodos de medida de la sonda, será
proporcional a la caída de potencial producida en la lámina de corriente, siendo por lo tanto,
proporcional a la resistividad verdadera de la formación.
Figura 4.23. Principio de medición de la laterolog 7 donde se ejemplifica la
distribución de la corriente con la que opera la herramienta.

93
4.1.2.4.2 Presentación de los registro LL3 y LL7
Estos registros al igual que la laterolog 8 (LL8) y el esférico enfocado (SFL), utilizan generalmente
una escala logarítmica al ser graficadas las respuestas de las herramientas y su aplicación principal
se basa en una interpretación cuantitativa para la interpretación de Rt (Figura 4.24). Sin embargo,
si se utilizan cualquiera de ambos de forma aislada, será necesario obtener un valor del diámetro
de invasión (di) para poder obtener un valor satisfactorio de Rt.
Figura 4.24. Presentación de un registro de resistividad tomado con la
herramienta Laterolog 7(LL7) (Modificado de Bassiouni, 1994)

94
4.1.2.4.3 Doble laterolog (DLL-Rxo)
La herramienta doble laterolog surgió poco después de la aparición de las laterolog en los años
50´s ya que, aún existía la necesidad de tener valores confiables de la zona virgen (Rt), debido a
que las lecturas de resistividad aisladas de las laterologs y la herramienta esférica enfocada (SFL)
no eliminaban por completo los efectos por los entornos de pozo, además de que en la DLL se
comenzaron a emplear rangos de resistividades más amplios (de 0.1 a 40,000ohm*m).
Con esta herramienta lo que se buscó era poder obtener mediciones simultáneas de las
resistividades de las formaciones (Rxo, Ri y Rt) a 3 distintas profundidades de investigación
obteniendo así mediciones someras (MSFL), medias (LLS) y las profundas (LLD), teniendo como
objetivo principal obtener Rt de la formación en función de estos 3 datos. Comúnmente su
utilización se centra en formaciones de altas resistividades como son los casos de rocas
carbonatadas en donde el rango de precisión de los registros de inducción no son lo
suficientemente precisos.
El funcionamiento de la herramienta por lo tanto se centra en obtener 3 mediciones a distintas
profundidades por medio de una LLD, una LLS y una MSFL pudiéndose combinar además con otros
registros tales como lo son un rayos gamma, el potencial espontáneo, un calliper, etc.
A continuación se muestra como está constituida la herramienta en la Figura 4.25.
4.1.2.4.3.1 Principio de medición de la DLL
El principio de medición de la herramienta doble laterolog es muy similar al utilizado por las
laterolog enfocando la corriente dentro de la formación sin embargo, la diferencia principal de
esta herramienta radica en que se desarrollo un arreglo electrónico en el cual, lo que se mantiene
variante es el potencial y la corriente de medida (V0, I0), pero el producto de ambos se mantiene
"constante" logrando así obtener mediciones satisfactorias a altas y bajas resistividades.
Figura 4.25. Esquema que muestra la configuración de la DLL y el acomodo de los electrodos
de guarda y de corriente.

95
La obtención de las curvas a través de la LLD y LLS es muy semejante al funcionamiento de la
herramienta laterolog 7, ya que utiliza 2 conjuntos de electrodos de guarda A1 y A2 que producen
un mayor enfocamiento y por lo tanto un radio de investigación mayor, logrando de este modo
que los haces de corriente tengan un espesor similar aunque el sistema de enfoque sea diferente
(Figura 4.26).
Ambos registros, tanto el LLD como el LLS, tienen una resolución vertical de 0.60m (24”), sin
embargo para lograr que la LLS sea más somera para medir los valores de resistividades de la zona
lavada e invadida, se obliga a la corriente de enfoque a regresar por los electrodos más cercanos
(de A1 a A´1 con lo que se logra una penetración de 30”) ya que la corriente diverge mas y reduce
su penetración dentro de la formación, en lugar de que sea por electrodos remotos como es el
caso de la LLD (de A1 o A´1 a la superficie con lo que se logra una penetración de 6 pies), con la
cual se obtienen los valores de la zona virgen o no invadida (Rt). Ambas mediciones dependen sin
embargo del diámetro de invasión y de los valores relativos de la resistividad del filtrado del lodo
(Rmf) y del agua de formación (Rw).
El equipo doble laterolog es de gran utilidad cuando hay que registrar formaciones cuyas
resistividades sean contrastantes, además de tener una excelente resolución vertical pudiendo
incluso detectar capas de tan solo 30 cm (1 pie) sin embargo, su gran limitante es su nula
aplicación en pozos que sean perforados con lodos base aceite o bien aireados.
Figura 4.26. Diseño de los patrones de corriente que se obtienen por medio de la
laterolog profunda (LLD) y la laterolog somera (LLS).

96
4.1.2.4.3.2 Presentación del registro doble laterolog (DLL-Rxo)
En los registros doble laterolog utilizados comercialmente, la respuesta de las resistividades
obtenidas con la LLD, la LLS y la MSFL generalmente van graficadas en los carriles 2 y 3 empleando
escalas logarítmicas de 4 ciclos, sin embargo cuando son insuficientes, es posible por medio de
otro galvanómetro aumentar la escala hasta 40,000 ohm*m permitiendo de esta manera lecturas
más precisas cuando se tienen valores de bajas y altas resistividades, lo que es una gran ventaja al
pode ver cambios notables de resistividad.
4.1.2.5 Correcciones aplicables a los registros laterolog
4.1.2.5.1 Factor pseudo-geométrico de las laterolog
La forma en cómo el medio puede o no afectar la respuesta de los valores resistivos de la señal Ra
en las distintas herramientas laterolog que existen, está indicado en gran medida dependiendo del
Figura 4.27. Presentación de un registro doble laterolog (DLL-Rxo) tomado con un lodo
conductor y cuya escala comprende 3 ciclos logarítmicos (Modificado de Dewan, 1983).

97
radio de investigación que estas manejan, lo cual es directamente proporcional a la configuración
del espaciado que tengan los electrodos de guarda y los contrastes de resistividad entre la zona
invadida (Rxo) y la zona virgen (Rt) en las distintas herramientas laterolog para alcanzar distintas
profundidades de investigación. Se podría decir con esto que cuando el espaciado entre los
electrodos es corto, el efecto del lodo que existe en el agujero tiene un efecto dominante en los
valores obtenidos de resistividad mientras que, si el espaciado se vuelve mayor, se podrán obtener
con ello buenos valores de Rt siempre y cuando la invasión del filtrado del lodo sea grande sin
embargo, los efectos dominantes que afectarán la respuesta de la señal serán ahora el efecto de
las capas adyacentes y el volumen de formación que se esté investigando.
Las lecturas más profundas para la obtención de Rt se realizan por medio de la LLD y le siguen la
LL3 y la LL7 para las lecturas más someras o de poco radio de investigación, mientras que en la
obtención de Rxo, se utilizan las curvas de los registros SFL, LLS y la LL8 (Figura 4.28). Es de
particular importancia mencionar que tanto la LLD como la LLS se obtienen en conjunto por medio
de la herramienta doble laterolog mientras que la LL3 Y LL7 se toman de forma aislada y la LL8 en
combinación con un arreglo doble inducción.
4.1.2.5.2 Correcciones realizadas al LL3, LL7, LL8, SFL, DLL
Tal como sucede con las herramientas convencionales, las herramientas laterolog son susceptibles
a ser afectadas por varios factores del entorno de pozo durante la operación de la toma de
Figura 4.28 Factores pseudo-geométricos que se obtienen de las distintas herramientas
laterolog de acuerdo al radio de investigación con el que operan. Si J=1 toda la señal proviene
de la zona invadida y si J=0 toda provendrá de la zona virgen.

98
registros tales como pueden ser: el diámetro del agujero, si la herramienta va centrada o no, el
efecto de las capas adyacentes sobre la respuesta del registro, la invasión del lodo, etc. Para poder
corregir algunas de estas variaciones en la respuesta de las herramientas, se proceden a utilizar
las tablas de corrección de la compañía Schlumberger debido a que esta empresa fue la
desarrolladora de ellas.
- Correcciones para la LL3, y LL7: Debido a que ambas herramientas tienen un
funcionamiento muy similar, se espera que los factores ambientales que las afectan sean
los mismos, por lo tanto las correcciones a estas herramientas serán “por efecto del
diámetro del agujero y por efecto de la invasión del filtrado de lodo”.
- Correcciones realizadas al LL8: Su interpretación se realiza en conjunto con el registro
doble inducción-laterolog, sin embargo es posible también ser tomado de forma aislada.
La corrección “por diámetro del agujero” es la única realizada al registro laterolog.
- Correcciones realizadas al SFL: La herramienta esférica enfocada como se puede apreciar
en la Figura 4.28, tiene una mayor eficacia para obtener valores de Rxo a diferencia de las
herramientas convencionales y de la LL8 al ser más somera y minimizar o eliminar el
efecto del agujero sobre ella. Esta herramienta cuenta con su grafica de corrección (Rcor-
1) para obtener el valor verdadero de la la resistividad de la zona invadida “por efecto del
diámetro del agujero y del standoff”.
- Correcciones realizadas al DLL-Rxo: La doble laterolog al igual que las herramientas
anteriores, tiene sus graficas de corrección para obtener los valores de resistividades
corregidos para la LLD y la LLS. La primera corrección es por efecto del diámetro del
agujero” para herramienta centrada o excentrada (Rcor-2b, Rcor2c) debido a que los
valores de las resistividades dependen de que tan ancho sea el pozo perforado así como
también del tipo de lodo que se esté utilizando por donde viaja la corriente.
Posteriormente se realiza la corrección “por efecto de efecto de capas adyacentes” (Rcor-
10) la cual es nula en el caso de capas de grandes espesores.
Una vez realizado esto, se realiza la corrección pertinente “por efecto de la invasión del
filtrado de lodo” (Rint-9b) ya que, puede afectar mucho las mediciones de resistividad de
la herramienta con los valores de Rxo y Rt obtenidos para la posterior obtención de la
saturación de agua (SW). Se puede decir con esto que cuando Rt sea menor a Rxo (Rt < Rxo),
las lecturas del LLD y LLS son muy afectadas por la invasión mientras que si Rt es mayor a
Rxo (Rt > Rxo) la lectura del LLS será proporcional a Rxo independientemente de la invasión
del filtrado de lodo la cual si es muy grande (de 80”) también afectara a la LLD.
Se debe tomar en cuenta que las mediciones que son realizadas con las herramientas laterolog,
generalmente se asume que la corriente de retorno está localizada en un punto en el infinito y que
el voltaje de referencia sobre N, esté a un potencial 0. Sin embargo, en los comienzos de estas

99
herramientas, B y N se localizaban dentro de la sonda provocando algunos efectos que hay que
tener en cuenta para la interpretación de las mediciones de resistividad, tales como.
Efecto Delaware: Este fenómeno es un caso particular de la herramienta DLL, específicamente de
la lectura de la LLD en donde se produce un incremento significativo de la resistividad de una capa
altamente resistiva como es el caso de un intervalo de gran espesor de anhidrita en el momento
en que los electrodos B y N en la herramienta entran en la formación (Figura 4.29). En ese
momento el electrodo B es afectado por el confinamiento del flujo de corriente a lo largo del
agujero causando que en el electrodo N se genere un potencial negativo. Esto provoca que exista
un falso incremento en la resistividad aparente de la capa, por lo tanto, lo que se hizo para poder
eliminar este efecto fue modificar el acomodo del electrodo B localizándolo en superficie de tal
manera que la corriente no se confine en el agujero.
Efecto Groningen: Este efecto al igual que el Delaware, se presenta en situaciones donde se tienen
un incremento falso de la resistividad en capas menos resistivas por debajo de capas altamente
resistivas con la variante de que existen 2 elementos que provocan este fenómeno (Figura 4.29). El
primero es la corriente de retorno que viaja a través del cable provocando que haya un
incremento sobre la corriente que fluye por N, así como también por efecto de la tubería de
revestimiento ya que la corriente viaja hacia la superficie de la tubería antes de fluir a superficie lo
que provoca que se incremente la corriente que pasa por N. Ambos efectos tanto del cable como
de la tubería, aseguran que la resistencia entre B y N sea menor que la que haya entre N y A de
manera que el potencial en N sea negativo. Para el Efecto Groningen no hay corrección del DLL
que se pueda realizar sin embargo, se puede monitorear la diferencia de ambos voltajes.
Figura 4.29. Del lado izquierdo se ejemplifica como se presenta el Efecto Delaware en
capas altamente resistivas mientras que del lado derecho se ejemplifica como se da el
Efecto Groningen en las mismas condiciones (Modificado de Schlumberger, 2008).

100
- Aplicaciones del registro DLL: El registro doble laterolog es particularmente útil para las
siguientes aplicaciones.
1.- Correlación entre pozos.
2.-Deteccion oportuna de intervalos con HC´S.
3.-Deteccion de intervalos porosos y permeables.
4.- Determinación de Rt.
5.- Perfiles de invasión.
6.- Indicador de HC´S móviles.
4.1.2.6 Herramientas microenfocadas
Este tipo de registros surgieron con el propósito fundamental de poder obtener valores precisos
de Rxo el cual es esencial para interpretaciones cuantitativas en condiciones donde los microlog no
eran tan detallados. El principio de medición con el que funcionan es muy similar a la herramienta
microlog (ML), pero con la variante de que se envía una corriente enfocada dentro de la formación
por medio un patín construido de un material aislante y que por dentro se encuentra constituido
de un arreglo de electrodos concéntricos con un espaciamiento muy corto que va pegado contra
la pared del pozo.
4.1.2.6.1 Microlaterolog (MLL)
El registro microlaterolog es un micro-registro de corriente enfocada donde se logran obtener
valores de Rxo aún más precisos que con la microlog, ya que este es capaz de poder obtenerse en
cualquier tipo de formación con lodos de perforación cuyas conductividades sean muy altas o bien
en donde el enjarre sea relativamente grueso (cuando la porosidad de la formación sea menor al
15%) aplicando una sencilla corrección.
El principio de funcionamiento se basa en estar constituido de un electrodo central A0 muy
pequeño, y 3 electrodos circulares y concéntricos a A0 designados M1, M2 y A1 dentro de 1 patín
de goma que va pegado a la formación. Desde el electrodo A0 se envía una corriente de intensidad
constante (I0) y posteriormente de A1 se envía otra corriente de la misma polaridad, la cual se
ajusta automáticamente para que la diferencia de potencial en los electrodos monitores sea 0.
Posteriormente la corriente regresa a través de las partes metálicas de la sonda y con ello la
resistividad obtenida por medio de la sonda, será proporcional al potencial en cualquiera de los
electrodos M1 o M2 y a un factor que depende de las características geométricas del sistema.
Lo anterior permite que la corriente A0 penetre dentro de las formaciones de forma horizontal con
mucha mayor facilidad tal como se ilustra en la Figura 4.30 por la corriente de enfoque que sale de
A1, permitiendo de este modo que las resistividades obtenidas con la herramienta microlaterolog
estén mucho menos influenciadas por el enjarre. Esta ventaja será además mayor mientras mayor
sea el contraste entre Rxo/Rmc ya que en los microlog la corriente normalmente tendería a escapar
a través del enjarre mientras que con la microlaterolog se elimina este problema.

101
4.1.2.6.2 Proximidad (PL)
El principio de funcionamiento de la herramienta de proximidad es muy similar a la microlaterolog
(MLL), debido a que utiliza igualmente 3 electrodos sin embargo, la variante principal en la
herramienta, radica en que los electrodos utilizados son geométricamente cuadrados, de mayores
dimensiones a comparación con la MLL y el espaciamiento entre ellos es igualmente mayor, lo que
le permite tener buenos valores de Rxo al eliminar la influencia del enjarre (Figura 4.31). La
herramienta permite obtener un valor preciso de Rxo siempre y cuando el espesor del enjarre no
exceda los 3/4” (aproximadamente 2 cm), pero como comúnmente esto no ocurre, se puede decir
que no le afecta y no es necesario hacerle alguna corrección por espesor de enjarre además de
que, puede tomar valores de resistividad en capas de hasta 1 pie de espesor.
Figura 4.30. Esquema que muestra el diseño del patín de la herramienta microlaterolog y la
geometría que se obtiene de las líneas de corriente de esta herramienta por medio de un sistema de
enfoque, comparado con las que se obtendrían de la microlog.
Figura 4.31. Esquema que ejemplifica el arreglo que tienen los electrodos en la herramienta de
proximidad así como también una representación de la sonda que alberga los patines del
microlog y la herramienta de proximidad en la toma de un registro.

102
Algunas de las características más sobresalientes de esta herramienta se basan en lo siguiente:
• Tiene una corta resolución vertical de 6” (0.15 m) haciéndolo tal vez no tan detallado
como el MLL o el ML.
• El diámetro de la invasión (di) por filtrado de lodo deberá de ser mayor a 40” para poder
obtener valores directos de Rxo ya que su respuesta puede ser afectada por las lecturas de
Rt.
• Puede ser tomado en cualquier tipo de formación ya sean blandas o duras.
La herramienta de proximidad normalmente se utiliza en combinación con una microlog al
montarse en un patín la herramienta de proximidad y en el lado opuesto de la sonda un microlog
permitiendo incluso también obtener un calliper.
4.1.2.6.3 Herramienta microesférica enfocada (MSFL)
Al igual que la herramienta de proximidad, la MSFL es un micro-registro con un principio de
medición muy similar a la herramienta de enfoque esférico (SFL) con la variante de que, en la
MSFL se utilizan 5 electrodos aún más pequeños, geométricamente cuadrados y con un
espaciamiento muy cuidadoso entre ellos, que van igualmente montados dentro de un patín de
hule pegado a la formación (Figura 4.32). Comúnmente va montado en una sonda doble laterolog
(DLL) o bien en una doble inducción (DIL) para la obtención directa de Rxo (Figura 4.32). De igual
forma, su resolución vertical es aproximadamente similar a la microlaterolog sin embargo, esta
herramienta es mucho menos influenciada por el enjarre mas no la hace insusceptible a él.
Esta herramienta permitió reemplazar y desplazar tanto a microlaterolog como a la de proximidad
por sus mejores resultados al ser menos afectada por la formación de enjarre, incluso en aquellos
casos donde el enjarre supera los 3/8” de espesor en donde la MLL está limitada, e igual a la de
proximidad ya que solo cuando la invasión excede las 40” se obtienen buenos valores de Rxo.
Figura 4.32. En la porción de la izquierda se ejemplifica el arreglo que tienen los electrodos en la
herramienta así como el enfoque que se obtiene en la formación, y del lado derecho el montaje de
la misma en una sonda doble laterolog para la obtención de Rxo.

103
Por lo tanto, la corriente de enfoque dependerá principalmente del espesor del enjarre que
generalmente se obtiene por medio de un calliper y de la resistividad que este tenga (hmc, Rmc).
4.1.2.6.4 Presentación de los registros microenfocados
A continuación se mostrarán ejemplos de registros en donde se utilizaron las distintas
herramientas microenfocadas que se vieron. Como se podrá apreciar en los registros, la escala que
todas las herramientas utilizan es una escala logarítmica de 3 a 4 ciclos, esto con la finalidad de
obtener buenos contrastes de resistividad de las formaciones.
El registro microlaterolog es muy similar al que se ejemplifica en la Figura 4.33 con el registro de
proximidad sin embargo, el registro que se obtiene con la herramienta de microenfoque esférico
(MSFL) es diferente en el sentido de que ésta se toma generalmente en combinación con una
herramienta DLL-Rxo o bien en combinación con los registro de inducción. La escala es igualmente
logarítmica de 4 ciclos y se puede ver un ejemplo de él en la figura 4.34.
Figura 4.33. Ejemplo de un registro de proximidad en combinación con un microlog (ML) tomado
en una caliza del Cretácico (Modificado de Gómez, 1975).

104
4.1.2.6.5 Correcciones aplicadas a los registros microenfocados
A diferencia de las correcciones que son aplicables a los registros laterolog y doble laterolog por
los efectos de diámetro del agujero (dh) e invasión del filtrado del lodo (di), éstos tendrán efectos
nulos o bien despreciables en las herramientas microenfocadas debido a que estas se basan en las
mediciones realizadas por medio de un patín pegado a la formación y no a través del lodo como lo
realizan las laterolog. La respuesta de las herramientas microenfocadas por ende, serán afectadas
en gran medida por el efecto del enjarre, sin embargo, hay otras particularidades que hay que
tomarse en cuenta.
• Correcciones a la herramienta microlaterolog (MLL): El diámetro de pozo y la influencia
del lodo de perforación no afectan las mediciones de las MLL debido a que el patín hace
buen contacto con la formación sin embargo, aunque el lodo de perforación no afecta las
lecturas de la herramienta MLL, se deben de tomar en cuenta el espesor y la resistividad
Figura 4.34. Ejemplo de un registro doble laterolog utilizando un lodo conductor
(Modificado de Dewan, 1983).

105
del enjarre que se esté formando (hmc, Rmc) debido a que a mayores valores entre Rxo/Rmc
la respuesta de la herramienta vendrá en gran medida de Rxo y el efecto del enjarre pierde
interés sin embargo, si éste es mayor a los 3/8” se utiliza la tabla de corrección “por efecto
de enjarre” de la compañía Schlumbeger (Rxo-2) para corregir este problema.
• Correcciones a la herramienta de proximidad (PL): Al igual que la herramienta
microlaterolog, la herramienta de proximidad es afectada únicamente por el enjarre solo
en aquellos casos en donde el espesor del enjarre sea mayor a 3/8" o bien en aquellos
casos donde la invasión del filtrado del lodo sea poco profunda pudiendo ser alterada la
respuesta del registro por los valores de Rt pero como comúnmente no ocurre de esta
manera se dice que no le afecta sin embargo existe la tabla de corrección (Rxo-2) si se
llegase a necesitar.
• Correcciones a la herramienta microesférica enfocada (MSFL): La herramienta MSFL no
solo permitió reemplazar a la MLL y la PL sino que su cuidadoso diseño permitió que el
efecto del enjarre sobre ella sea mínimo, sin afectar demasiado la profundidad de
investigación al forzar a la corriente a fluir directamente hacia la formación minimizando el
efecto del enjarre. Schlumberger tiene la tabla de corrección “por efecto de enjarre” (Rxo-
3) el cual depende básicamente del contraste de resistividad entre Rxo/Rmc.
4.1.2.6.6 Aplicaciones de los registro microenfocados
La principal aplicación que tienen los registros microenfocados se centran en la obtención directa
de la zona invadida o Rxo haciendo las correcciones pertinentes en caso de ser necesarias para el
cálculo del factor de formación o bien, en combinación con la DLL o la DIL (registros dobles de
inducción) para el cálculo de Rt por efecto de la invasión.
De igual manera permiten obtener interpretaciones cualitativas de:
• Diámetro y rugosidad del agujero.
• Detección de zonas permeables.
• Evaluación de capas laminares de arena arcillosa.

106
4.1.3 Registros de resistividad a través de la tubería
4.1.3.1 Historia de la medición de la resistividad a través del revestimiento
Durante mucho tiempo el intentar realizar la medición de la resistividad en las formaciones a
través de una tubería de revestimiento (TR) en los pozos, era solo un sueño lejanamente
concebible debido a las limitantes tecnológicas que existían hace poco más de 60 años. Esta idea
se remonta al comienzo de los registros cerca de los años 30´s y 40´s, años en que Conrad y Marcel
Schlumberger desarrollaron los primeros registros eléctricos comerciales. Fue entonces que se
reconoció la gran necesidad que había de poder contar con alguna herramienta que permitiera
realizar mediciones similares a las herramientas eléctricas en pozos abiertos, pero con la variante
de que estas pudieran ser realizadas con tuberías de revestimiento para las evaluaciones de zonas
productivas posiblemente inadvertidas en pozos viejos, aumentar las productividad en los campos
para lograr ampliar su vida útil incrementando las reservas existentes, así como también para el
monitoreo de la producción en miles de pozos completados. Sin embargo, medir los cambios de
saturación en las formaciones, solo era posible realizarlo a través del revestimiento y no con las
herramientas de resistividad convencionales.
La idea, aunque relativamente parecía sencilla, tenía varias limitantes por superar ya que era
necesario medir la corriente que se fuga a través del revestimiento hacia la formación adyacente
la cual resulta ser solo una fracción muy pequeña de la corriente original que se introduce en el
revestimiento y en la práctica del método, el acero tiene además 107
-1010
mas conductividad y una
permeabilidad magnética mucho mayor que las formaciones adyacentes, lo que lo hacía un
método extremadamente difícil al quedar enmascarada la débil señal de la formación por la señal
del revestimiento. A pesar de ello surgieron muchas propuestas para realizar tal proeza entre las
que destacan métodos galvánicos, electrodos o lateroperfil así como también métodos de
inducción, sin embargo, no lograban realizar un espaciado óptimo entre electrodos, minimizar las
variaciones la resistencia de contacto del electrodo y las variaciones con el espesor del
revestimiento, el efecto skin (o efecto piel) y la resistencia.
Hoy en día solo los métodos que emplean electrodos han demostrado ser los apropiados para
realizar mediciones a través de la tubería de revestimiento y esto se logró a principios de los años
90´s gracias a los avances que ya existían en la tecnología de dispositivos electrónicos permitiendo
crear una herramienta operada por medio de un cable eléctrico. Fue a finales de 1980 cuando
Paramagnetic Logging (PML) diseño el montaje y el método de adquisición que dio como resultado
la primera herramienta de demostración de la cual se obtuvieron registros experimentales,
demostrando con ello varios puntos de importancia:
• La teoría de operación y los datos obtenidos reproducían las características del lateroperfil
de pozo abierto.
• Las mediciones eran repetibles y operaban en un rango de 7 a 100 ohm*m
• El cemento en el revestimiento no parecía afectar la medición.

107
Poco después Schlumberger mostró su interés en desarrollar registros de resistividad en pozos
entubados como consecuencia del desarrollado de su herramienta CPET (herramienta de
evaluación de la corrosión). Se realizaron muchos estudios tanto de investigación como de
ingeniería en el desarrollo de nuevos dispositivos electrónicos y los métodos de procesamiento de
señales, así como también en el suministro de energía al fondo de pozo y el poder mantener un
buen contacto de los electrodos con la tubería.
Todo esto llevo a que se desarrollara a finales de los 90´s por Schlumberger la herramienta CHFR
(Cased Hole Formation Resistivity) o herramienta de resistividad de la formación en pozo
entubado, la cual utiliza en su diseño, 2 canales para las mediciones de resistividad. Esta
herramienta proporciona una buena profundidad de investigación de hasta 2 m a diferencia de lo
que se lograba con las herramientas nucleares (unos 25 cm aproximadamente), lo que le permite
tener una mayor medición en el monitoreo de saturación (S) en pozos entubados. Además de que
en las herramientas nucleares existe el gran inconveniente de estar limitadas a solo poder
funcionar en condiciones de altas porosidades y salinidades. La herramienta CHFR en cambio,
permite obtener mediciones en zonas de porosidades y salinidades bajas de los fluidos de
formación así como también proporcionar una comparación directa con registros de pozo abierto.
Desde hace poco más de 60 años, el realizar mediciones confiables y exactas de la resistividad a
través del revestimiento ya no es solo un logro concebible en la industria, sino que ahora se ha
convertido en un servicio esencial para la medición de la resistividad en pozos entubados de alto
riesgo a diferencia de los registros de pozo abierto, en donde no es posible realizar la medición.
Tiene además la ventaja de poder combinarse con las mediciones de las herramientas de
resistividad y porosidad nucleares para una mejor evaluación de la saturación.
La herramienta CHFR es una herramienta lateroperfil, es decir, un dispositivo con electrodos que
miden las diferencias de voltaje que se producen cuando una corriente emitida fluye hacia la
formación alrededor del pozo. Su principio se basa en medir la corriente emitida (I) y el voltaje de
la herramienta (V) para la obtención de Rt, en donde la relación de ambos parámetros se
multiplica por un coeficiente constante conocido como el factor K de la herramienta, el cual
depende de la geometría misma de la sonda. La fórmula para obtener Rt es la siguiente:
𝑹𝒕 =
𝑲𝑽
𝑰
La diferencia significativa que rige a las mediciones en un pozo entubado por medio de la
herramienta CHFR, es el hecho de que la tubería de revestimiento del pozo sirve como un
electrodo gigante que aleja la corriente del pozo al seguir el trayecto de menor resistencia para
completar un circuito eléctrico, y cuando la opción es pasar a través de la tubería de baja
resistencia o a través de la tierra, la mayor corriente fluirá a través del acero, pero con corriente
Ecuación 4.2

108
alterna (CA) de baja frecuencia o con corriente continua (CC). Una pequeña parte se filtra hacia la
formación y es esta corriente que se fuga, la que presenta el mayor desafío en la medición.
Por lo tanto, la corriente que pasa a través de la TR, se emite por medio de un electrodo ubicado
en la sonda CHFR en el interior y en contacto con el revestimiento. Esto permite que se filtre
gradualmente la corriente hacia las formaciones circundantes al pasar a través del terreno hasta la
conexión eléctrica a tierra en donde la medición de dicha fuga de corriente hacia la formación, se
podrá comprender si es que se sigue el trayecto de la corriente misma hacia arriba del
revestimiento y el restante hacia abajo. La cantidad que fluirá hacia arriba o hacia abajo
dependerá de la ubicación de la herramienta en el pozo y las resistividades de las formaciones que
si bien da el caso de tener formaciones altamente resistivas, la corriente que fluirá hacia abajo del
revestimiento será menor. Esto ocurre debido a que la corriente al fluir, se conecta a tierra al
pasar a través de la formación haciendo a la herramienta menos sensitiva por la poca corriente
que penetra a la formación.
La fuga de esta corriente a través del revestimiento se puede entiende como cierta fracción de
disminución de la corriente que penetra la formación hacia abajo del revestimiento la cual, es casi
siempre constante en formaciones de bajas resistividades hasta que la herramienta se aproxima a
la zapata del revestimiento en el fondo del pozo. En este punto, aunque la corriente descendente
sea menor, una mayor parte de ella se filtra progresivamente cada metro, hasta el último metro
de formación haciendo que la fuga sea considerable y máxima en la zapata y en general, es de
gran ayuda que sea de este modo ya que los intervalos de interés se localizan casi siempre en el
fondo sin embargo, es imposible medir directamente la corriente que se fuga hacia la formación
ya que los electrodos de la CHFR no están en contacto directo con él terreno.
Hoy en día los dispositivos electrónicos dentro del pozo son lo suficientemente precisos y estables
como para determinar la resistividad de la formación detrás del revestimiento conductivo,
medición que se efectúa de 2 maneras. En una primera etapa se emplea una fuente o electrodo de
inyección de corriente que aplica corriente alterna de baja frecuencia a la TR y debajo de esta,
existen otros 4 electrodos separados 2 pies (0.6 m) de los cuales 3 de ellos se utilizan en la
medición. La caída de voltaje entre pares de electrodos es una combinación de las pérdidas
debidas a la fuga de corriente hacia la formación más las perdidas resistivas en el revestimiento
(Figura 4.35a) que es donde se utiliza ahora la segunda etapa llamada “de calibración” para
determinar estas pérdidas.
La segunda calibración comienza en el mismo punto que comienza la etapa de medición, es decir
en el electrodo que aplica la corriente sin embargo ahora la corriente fluye hacia abajo del
revestimiento hacia otro electrodo remoto ubicado a 10 m (33 pies) en donde la fuga es poco
significativa ya que la corriente no pasa a través de la formación para completar el circuito (Figura
4.35b). De esta manera, la resistividad de la TR se puede determinar con los mismos electrodos
que se utilizan en la etapa de medición computando la diferencia entre ambas mediciones o bien,
si se conoce la resistividad del acero, es posible obtener el espesor de este.

109
Sin embargo, para obtener el voltaje (Vo) del acero son necesarias mediciones muy exactas en el
rango de los 10 a 100 mV, por lo que se utiliza corriente directa del mismo modo en que se realiza
en los pasos de medición y calibración ya que no es posible hacerlo con corriente alterna como en
los 2 pasos mencionados. El voltaje se mide 2 veces entre el inyector inferior y un electrodo de
referencia colocado en superficie con polaridades positivas y negativas consecutivamente para
poder eliminar errores sistemáticos como la polarización o bien la deriva.
No siempre es posible en la práctica ubicar el electrodo de referencia en superficie alejado lo mas
lejos de la boca de pozo por dificultades técnicas que se pueden presentar en el campo por lo
tanto, muy a menudo lo que se hace es emplear una ecuación derivada empíricamente para
estimar la resistividad sin una medición de voltaje, lo que da como resultado resistividades de
formación aparentes en lugar de absolutas, y aunque esta no es aplicable universalmente, en
muchos casos da resultados satisfactorios permitiendo que la herramienta CHFR sea de gran
confiabilidad. Aparte de estas mediciones, a menudo se dispondrá de un registro de referencia
adquirido en pozo abierto lo que permitirá el ajuste del factor K.
Figura 4.35a. Primera etapa de medición de la herramienta
CHFR. En ella la corriente alterna de baja frecuencia
asciende por la tubería de revestimiento hacia la superficie
del terreno y desciende por el revestidomiento a través de
la formación hacia un electrodo remoto emplazado en
superficie. La herramienta mide la diferencia de voltaje ΔI
entre pares de electrodos.
Figura 4.35b. Etapa de calibración de
la herramienta CHFR. La corriente
solo fluye desde el electrodo superior
hacia el inferior permitiendo el
cómputo de ΔRc, como la diferencia
en la resistencia del revestimiento
entre 2 puntos de medición.

110
4.1.3.2.1 Desafíos de la herramienta CHFR en la medición y su diseño
La principal función por la cual fue diseñada la herramienta CHFR, fue para poder medir de forma
precisa y confiable la resistividad de las formaciones detrás de un revestimiento de acero en los
pozos, y que a esta no le afectaran circunstancias como un mal contacto con el revestimiento o
capas de cemento e invasión de fluidos en las cercanías del pozo. Para lograr tal proeza había que
superar ciertos desafíos físicos y tecnológicos como lo fue el comprender principalmente el
distinto comportamiento de la corriente eléctrica en un pozo entubado a diferencia de un pozo
abierto.
Con ello en mente, se establecieron ciertos objetivos como lo son la detección de capas delgadas,
estratificación, contactos agua-hidrocarburos, hidrocarburo-gas, estos con una resolución vertical
de 0.3 m (1 pie) y determinar con ello los contrastes de resistividad del orden del 5%. Se sabe que
las formaciones típicas tienen resistividades cerca de mil millones de veces más altas que las que
tiene una tubería de revestimiento sin embargo, debido al gran volumen de roca que se presentan
en las formaciones, la relación entre la corriente de formación y la corriente aplicada esta en un
rango de 10-3
a 10-5
en lugar de ser de 10-9
ya que el cable eléctrico limita la corriente total a ser
aplicada al revestimiento a ser de unos pocos amperios. Esto llevó a que el principal desafío en el
desarrollo de la herramienta fuese poder tener un dispositivo que pudiera medir en nanovoltios.
Actualmente la herramienta mide 13 m con un diámetro de 3.375” y consta de un cartucho
electrónico, un electrodo de inyección de corriente, 4 juegos de electrodos que constan de 3
placas o brazos cada juego y separados 120° entre ellos y conectados en paralelo, y un electrodo
de retorno de corriente que al igual que el de inyección, actúa como centralizador (Figura 4.36). La
herramienta puede ser utilizada en pozos con una desviación hasta de 70° o incluso en pozos
horizontales utilizando separadores con propiedades aislantes. Este diseño de 3 electrodos por
nivel le proporciona a la herramienta redundancia, de tal forma que pocas mediciones se han
perdido por fallas en un electrodo.
La frecuencia con la que opera puede variar entre los 0.25 a 10 Hz, pero normalmente se trata de
mantener a 1 hert ya que se necesitan bajas frecuencias para evitar la polarización y la deriva que
acompañan el uso de corriente continua y el efecto skin del revestimiento, que dependiendo del
espesor que tenga la TR podría ser algunos casos una preocupación. En cambio, si se llegase a
utilizar alta frecuencia, la corriente no desciende primero ya que se concentra en la parte interna
del revestimiento y se va directamente a superficie dando a lugar a que no exista una corriente de
formación y por ende no hay una medición.
Las mediciones se efectúan siempre con la herramienta estacionaria por 2 razones principalmente:
las magnitudes de las cantidades medidas son muy pequeñas y por lo tanto muy sensibles al error
y segundo, el movimiento de los electrodos a lo largo del revestimiento introduce un nivel de
ruido significativo de hasta 104
veces mayor que la señal de la formación. Esto permite que los
tiempos en cada estación, incluyendo la etapa de calibración en el fondo del pozo varíen de 2 a 5

111
minutos dependiendo de la resistividad de la formación estimada, la precisión deseada y las
propiedades del revestimiento, lo que permite que al igual que en las herramientas nucleares, se
mejore la precisión en las mediciones de la herramienta CHFR y se amplié el rango de
resistividades.
Figuras 4.36 Diseño de la herramienta CHFR de la compañía Schlumberger para obtener la
resistividad de las formaciones detrás del revestimiento y diseño de los electrodos en la
herramienta (Modificado de Schlumberger, 2001).

112
4.1.3.3. Presentación del registro y correcciones aplicables a la herramienta CHFR
La herramienta CHFR o herramienta de resistividad a través del revestimiento tiene una
profundidad de investigación en las formaciones de 7 a 37 pies (2 a 11 m aproximadamente)
dependiendo de los parámetros que se tengan en la formación, lo que le permite no solo
monitorea la zona invadida sino también, bajo ciertas condiciones, proporcionar un índice
oportuno de fuentes de inundación que se estén acercando además de tener una respuesta que
coincide bastante bien con las curvas de otras herramientas de resistividad tales como la curva de
la lateroperfil profunda de alta resolución (HRLA) y las lecturas profundas de la lateroperfil
azimutal (HALS).
Al igual que las herramientas laterolog, la herramienta CHFR mide las resistencias en serie lo que
tiene como consecuencia que la medición de la corriente que se fuga a través del revestimiento,
deba atravesar y se vea afectada por cualquier elemento que se encuentre entre el revestimiento
y la formación, mientras que la capa de cemento actuará del mismo modo en que lo hace la zona
invadida (Rxo). Por ello, los parámetros cruciales son el contraste entre las resistividades del
cemento y la formación (Rt/Rcem) y los espesores del cemento. Sin embargo, cuando se tiene un
cemento conductor su efecto sobre la medición es insignificante mientras que si este es resistivo,
puede afectar las mediciones generando en muchos casos lecturas demasiadas altas de
resistividades aparentes en formaciones que son de bajas resistividades, lo que influyó en fijar el
límite más bajo de resistividad de la herramienta en 1 ohm*m.
Además de estas variantes, hay 2 factores adicionales igualmente relacionados con el cemento
cuyos efectos sobre la medición de la herramienta CHFR pueden ser inciertos, el primero es el
posible cambio de la resistividad del cemento a lo largo del tiempo y el segundo la calidad de los
trabajos de cementación efectuados en el pozo para lo cual, es recomendable evaluarlo con la
herramienta CBT (herramienta de adherencia del cemento) o bien la CET (herramienta de
evaluación de la cementación) ambas de la compañía Schlumberger. En la actualidad, los registros
que se obtienen de la herramienta CHFR han demostrado ser no solo repetibles sino incluso
comparables con una gran precisión con aquellos registros que se obtuvieron a pozo abierto de
campos de hasta hace más de 30 años de antigüedad (Figuras 4.37 y 4.38). Esto ha permitido que
la herramienta CHFR tenga varias ventajas al no verse afectada por cambios en la cementación así
como tampoco por posibles derrumbes que pudiesen ocurrir en los pozos gracias al principio físico
con el que opera la herramienta.
Con todo lo anterior, se puede decir que la herramienta CHFR mide en un rango de resistividades
de 1 a 100 ohm*m siendo el límite inferior el fijado por la influencia del cemento mientras que el
límite superior está fijado por la relación señal-ruido y el tiempo aceptable por estación. Sin
embargo dependiendo del diámetro, espesor, peso del revestimiento, y de la distancia a la zapata
del revestimiento, el límite superior puede ser mayor a 100 ohm*m. Por estas razones el hacer
una planificación previa al trabajo puede ayudar mucho para determinar si las propiedades del
yacimiento son las adecuadas para el uso de la herramienta CHFR.

113
Figura 4.37. Registro CHFR tomado en el pozo de prueba en Villejust, Francia en donde se aprecia la gran
repetibilidad entre las 2 carreras tomadas de la herramienta CHFR y el registro lateroperfil profundo
tomado 30 años antes, además se logra observar la baja calidad de la cementación gracias a la
herramienta USI (Modificado Schlumberger, 2001).

114
Figura 4.39. Presentación de un registro CHFR en conjunto con un registro lateroperfil profundo de la
sonda Platform Express adquirido en un pozo de gas en Austria en donde se observa la gran
coincidencia entre ambos registros proporcionando un alto grado de confianza en las mediciones,
además de mostrar en el carril 3 el cruce típico de las curvas densidad-neutrón frente a aquellas zonas
con contenido de gas (Modificado de Schlumberger, 2001).

115
4.1.3.4 Aplicaciones de la herramienta CHFR
Las aplicaciones básicas para las mediciones de resistividad en pozos entubados abarcan: la
adquisición de registros primarios, la adquisición de registros de contingencia, la identificación de
zonas productivas previamente inadvertidas y el monitoreo de yacimientos.
4.1.3.4.1 Registros Primarios
La adquisición de registros primarios es una decisión planificada para poder reemplazar a corto o
largo plazo todos o por lo menos la mayor parte de los servicios de pozo abierto, por mediciones
realizadas con la herramienta CHFR en pozos entubados, esto con la finalidad de prevenir o
reducir en lo posible los riesgos asociados que puedan existir en los pozos perforados ya sea bien
por inestabilidades existentes en los pozos o por que puedan presentarse malas condiciones que
no permita hacer las mediciones pertinentes, así como también para mejorar los aspectos
económicos.
4.1.3.4.2 Registros de contingencia
Este tipo de registros es apropiado para situaciones no planificadas en las cuales las condiciones
del pozo abierto, tales como la inestabilidad del agujero o la falla de la herramienta impiden la
adquisición exitosa del registro. Ahora, con el servicio de la herramienta CHFR, se pueden
proporcionar todos los datos necesarios.
4.1.3.4.3 Identificación de zonas productivas inadvertidas
Estas zonas constituyen la base y la esencia por la cual se desarrolló la herramienta CHFR ya que es
en estas zonas donde existe un porcentaje significativo de las reservas petrolíferas potenciales en
muchos campos petroleros ya sea bien porque fueron mal identificadas o porque fueron
deliberadamente inadvertidas, y otras que han experimentado resaturación después de años de
producción. Por lo tanto, la evaluación de estas zonas permite y facilita la estimación de reservas
adicionales.
4.1.3.4.5 Monitoreo del yacimiento
El monitoreo del o los yacimientos consiste en la adquisición de registros por lapsos de tiempo
para hacer un seguimiento de los cambios que puedan existir en la saturación de los fluidos y con
ello, poder monitorear la posición de los contactos de los mismos durante la producción y los
procesos de inyección de agua.
Todo esto ha permitido que la herramienta CHFR proporcione mediciones de saturaciones
provenientes de una profundidad de investigación bastante superior a la de las herramientas
nucleares utilizadas actualmente para la evaluación de las formaciones detrás del revestimiento.

CAPÍTULO 4.- REGISTROS DE RESISTIVIDAD 4.2 Registros de inducción
116
4.2 Registros de Inducción
Tanto los registros convencionales de resistividad, como los registros laterolog abordados en los
capitulo 4.1.1 y 4.1.2, tienen la gran limitante de solo poder ser adquiridos en pozos cuyos lodos
de perforación sean relativamente conductores ya que, solo de esta manera se permite que haya
una transferencia o contacto de la corriente emitida entre los electrodos de la sonda y la
formación para las mediciones de las resistividades de las formaciones. Sin embargo, existen casos
en los que se tiene la necesidad de registrar pozos cuyos lodos de perforación no sean
conductores como los lodos base aceite, o bien en pozos utilizando lodos aireados. Esta
problemática fue el detonante para que surgieran los registros de inducción a principios de los
años 40´s, por la gran necesidad que había de tomar registros en pozos en donde no había una
forma de establecer un contacto entre la sonda y las formaciones atravesadas en el pozo, y en
donde no existía un medio conductor que permitiera inducir la corriente en las formaciones.
Esto permite hoy en día que los registros de inducción tengan más ventajas técnicas respecto a los
registros eléctricos ya que es posible medir la resistividad de la formación sin la necesidad de
enviar directamente una corriente por los electrodos de la sonda hacia la formación a través de un
lodo o el que la herramienta tenga contacto con la formación. Además, las herramientas de
inducción operan con un principio de medición muy diferente respecto a las herramientas
eléctricas convencionales y las laterolog, permitiendo incluso poder obtener mejores respuestas
en capas delgadas eliminándose la corrección necesaria por este efecto, minimizar las influencias
de agujero, las formaciones adyacentes, así como minimizar los efectos de la zona invadida incluso
en pozos perforados con lodos base agua dulce.
En la actualidad las herramientas de inducción están compuestas por multibobinas transmisoras y
receptoras como se mencionará posteriormente, las cuales, tienen la única finalidad de enfocar la
corriente para mejorar la respuesta del registro confinando la investigación a una zona dada al
minimizar las contribuciones y maximizar la profundidad de penetración y resolución vertical. Por
ello, para poder entender el principio básico con el que operan los registros de inducción se
considerara en este caso un solo arreglo que consta de una bobina transmisora y otra receptora.
La bobina transmisora es alimentada normalmente por una corriente "alterna" oscilatoria de alta
frecuencia (I) de 20,000 ciclos/seg (Hert) y de intensidad constante, generándose con ello un
campo magnético (Ht) que induce a su vez, corrientes eléctricas hacia la formación que rodea el
agujero. La intensidad y frecuencia que tenga este campo magnético dependerá de la corriente
transmisora generada por la bobina, provocando que su componente vertical genere un campo
eléctrico (ea y ebt) donde las corrientes fluyan en forma de anillos circulares coaxialmente al eje de
la sonda. Estas corrientes generan a su vez su propio campo magnético secundario (Ha), el cual es
proporcional a la conductividad de la formación y por lo tanto a su resistividad al inducir un voltaje
sobre la bobina receptora (Figura 4.40).

117
Como la corriente alterna en la bobina transmisora es de frecuencia e intensidad constante, las
corrientes del anillo (podemos definir como anillo unitario del terreno, un anillo horizontal,
homogéneo en forma de circunferencia, cuya sección transversal es un cuadrado muy pequeño de
área unitaria) son directamente proporcionales a la conductividad de la formación y al menos
calibradas en términos de conductividad, la conductividad será usualmente convertida a
resistividad y registrada en función de la profundidad.
Por otro lado, las sondas de inducción al igual que las herramientas eléctricas y las laterolog,
dependen en gran medida del espaciamiento que exista entre los electrodos mientras que, para
las herramientas de inducción, este espaciamiento estará definido como la separación que exista
entre ambas bobinas (emisora y receptora), siendo las sondas actuales aquellas que tienen
espaciamientos de 40 pulgadas (1 m) aunque también existen versiones con menor espaciamiento
entre bobinas (27 pulgadas), y se utilizan en ambos casos al tomar registros junto con una curva
normal corta de 0.4 metros (16 pulgadas) siendo estos registros los llamados registros
eléctrico/inducción (IES).
Una de las grandes ventajas que tiene el arreglo de inducción es el que se registra en la escala de
los milimhos (m mhos). Sin embargo, por medio de un reciprocador eléctrico instalado en
superficie, se puede obtener simultáneamente la curva de resistividad, inversa de la de
conductividad obtenida por inducción en ohm*m. Por ello los registros de inducción son muy
Figura 4.40. Esquema que muestra la generación de las corrientes inducidas y el
funcionamiento de las bobinas transmisoras y receptoras.

118
precisos para poder obtener resistividades que van desde unos cuantos ohm*m a 50 ohm*m y
hasta los 200 ohm*m donde se podría considerar que la precisión es aún buena pero más allá de
los 200 ohm*m, se pierde precisión y es cuando se prefiere el uso de la herramienta doble
inducción laterolog ya que proporciona mediciones más confiables en formaciones altamente
resistivas.
Las herramientas de inducción funcionan mucho mejor cuando el fluido utilizado en el pozo es
aislante o bien no conductor de corriente, incluso ya sea aire o bien gas. Sin embargo, esto no
limita a los registros de inducción a no poder funcionar en agujeros cuyo lodo de perforación sea
conductivo, a menos que éste sea muy salado, las formaciones muy resistivas, o bien el diámetro
que tenga el agujero en el pozo sea demasiado grande. Por ello es que se desarrollaron sondas
que tienen bobinas múltiples cuya respuesta se obtiene al emplear todas las combinaciones
posibles de pares transmisor-receptor para minimizar los efectos del agujero y de las capas
adyacentes, proporcionando múltiples profundidades de investigación.
4.2.1.1 Factor geométrico
El factor geométrico de las herramientas eléctricas se define en una forma generalizada como la
proporción de la señal total de la conductividad con la que contribuye un medio determinado,
tomando en cuenta los factores que interactúan en el pozo y que llegan a afectar las mediciones.
Esto depende del espaciado que exista entre los electrodos, o bien de las bobinas de las sondas
para las mediciones a distintas profundidades de investigación en los pozos (Rxo, Ri y Rt).
En los registros eléctricos convencionales de resistividad, el flujo de la corriente es en todas
direcciones es decir, radial de tipo esférico, lo cual no permite estudiar por separado las diferentes
zonas o regiones vecinas al sistema de electrodos que son más bien del tipo radial cilíndrico, ya
que la corriente al fluir va atravesando diferentes medios de diferentes características antes de
llegar a los electrodos de medida mientras que en los registros de inducción, el comportamiento
es muy diferente ya que las líneas de flujo de la corriente son circunferencias horizontales que
tienen en su centro el eje del agujero suponiendo que este sea vertical.
Por lo tanto, cada espira de flujo de corriente permanece siempre dentro del mismo medio
durante todo su trayecto sin cruzar jamás medios con conductividades diferentes, por lo que la
señal de cada espira, será proporcional a su conductividad, permitiendo de esta manera el poder
analizar por separado cada zona que tenga una simetría de revolución, siendo la señal total
recibida (G), la suma de las señales individuales de conductividad de cada región (la columna de
lodo Cm, la zona invadida Cxo, la zona virgen Ct y las capas adyacentes Cs) dependiendo de la
posición relativa de la espira de corriente con la herramienta y que ésta se encuentre centralizada.
El porcentaje de contribución de la señal de un volumen de formación determinado, será entonces
función del espaciamiento que exista entre bobinas, del radio de la espira de formación y de la
ubicación de la espira (Figura 4.40) teniendo como expresión de la señal total:

119
𝑪 𝒂 = 𝑮 𝒎 𝑪 𝒎 + 𝑮 𝒙𝒐 𝑪 𝒙𝒐 + 𝑮 𝒕 𝑪 𝒕 + 𝑮 𝒔 𝑪 𝒔
Siendo Gm + Gxo +Gt + Gs = 1 y donde G es el factor geométrico para una región definida y Ca la
conductividad aparente del ese medio. De este modo un volumen de espacio definido solo por su
geometría relativa a la sonda, tiene un factor geométrico fijo y computable. Esto permite que se
preparen cartas de corrección adecuadas con el propósito de explicar los efectos del lodo, la zona
invadida, y las capas adyacentes en la medición de Rt siempre y cuando exista una simetría en las
mediciones. Con esto se podría resumir que para poder obtener el factor geométrico (G) para
cierta región dada, la conductividad aparente dependerá de las conductividades y factores
geométricos individuales de todas las áreas que rodean la sonda (Figura 4.41).
4.2.1.2 Efecto pelicular (Skin effect)
Este efecto se presenta con mucha frecuencia cuando se corren registros en formaciones de bajas
resistividades es decir, formaciones muy conductoras en donde las corrientes secundarias
inducidas en los anillos de tierra son muy grandes y sus campos magnéticos son considerables.
Dichos campos inducen voltajes eléctricos adicionales en otros anillos de tierra. Los campos
electromagnéticos inducidos por estos anillos de tierra sufrirán una atenuación y se encuentran
desfasados en relación a los inducidos por la bobina transmisora de la herramienta de inducción.
Esta interacción entre los anillos de tierra y los inducidos por la bobina transmisora provoca que
se genere una reducción considerable de la señal de conductividad grabada en los registros de
inducción y es un fenómeno predecible y de importancia cuando la formación excede los 1000 m
mho/m. Del mismo modo, se puede decir que el efecto piel o pelicular propicia que la profundidad
Ecuación 4.3
Figura 4.41. Ejemplo que ilustra cómo se manifiestan los factores geométricos relativos
de cada zona en un pozo utilizando una sonda de 1 bobina transmisora y 1 receptora.

120
de investigación de la herramienta se reduzca y que tenga que ser corregido mientras más
conductoras sean las formaciones.
Actualmente los registros de inducción (DIL-LL8, 6FF40) permiten realizar las correcciones
pertinentes automáticamente en el momento en el que se está corriendo el registro.
4.2.2 Dispositivos de inducción
A la herramienta de inducción eléctrica común (IES) se le denomina 6FF40 y se encuentra
constituida de un dispositivo de 6 multi-bobinas enfocadas con un espaciamiento nominal de 40
pulgadas entre ellas (de ahí el 40 en el nombre), una curva normal y un electrodo SP para las
mediciones de conductividad-resistividad mientras que FF significa que están enfocadas radial y
verticalmente. Fue desarrollada a finales de los años 50´s y la finalidad de querer proveer a la
herramienta de 6 de bobinas, fue para permitirle enfocar mas la señal en las formaciones al ir
sumando las lecturas conductivas por cada par de bobinas y algebraicamente captar la respuesta
final que se extraiga tomando en cuenta la polaridad y la posición relativa que tenga al punto de
medición. Esta configuración permite que se pueda penetrar a la formación con mucha mayor
eficacia y obtener con ello las lecturas de la zona virgen (Rt) y la zona invadida o lavada (Rxo) al
mejorar la respuesta de la señal obteniéndose una mejor resolución vertical de las capas al
minimizar los efectos de capas adyacentes, una supresión de señales no deseadas (ruido), así
como mejorar la profundidad de investigación.
Versiones más antiguas de las herramientas de inducción las constituyen las herramientas 5FF40 Y
6FF27 así como la 8FF32 que como bien indican los nombres, eran de mayores o menores arreglos
de bobinas o bien el espaciado entre los electrodos era menor. Hoy en día su utilización ya no es
tan frecuente o bien ya se encuentran en desuso debido a la baja calidad de respuesta que
brindaban al ser más afectadas por el factor geométrico en las formaciones (Figura 4.42).
Hoy en día sin embargo, la herramienta 6FF40 igualmente ha sido desplazada o reemplazada por
otros dispositivos de inducción que permiten obtener mejores respuestas en los pozos petroleros
que se han vuelto más complejos de explotar cada día, lo que no limita a la herramienta 6FF40 a
Figura 4.42. Factor geométrico radial que se obtiene de las distintas herramientas de inducción.

121
no poder trabajar apropiadamente siempre y cuando las condiciones sean las adecuadas para su
buen funcionamiento. Estas nuevas tecnologías en los registros de inducción lo constituyen
dispositivos multi-arreglos que constan de arreglos de inducción simples cuyas respuestas son
combinadas y/o procesadas para obtener las respuestas verticales y radiales, así como registros
triaxiales de inducción cuyo principio ya se conocía después de la década de los 50´s, pero fue
hasta mitades-finales de los 90´s ya con los avances en informática que finalmente se podía
procesar eficazmente toda la información que brindaba.
4.2.2.1 Dispositivos de doble inducción (DIL)
El registro doble inducción es un registro que fue diseñado para obtener un valor más exacto de la
zona virgen en las formaciones (Rt), reducir el efecto que tiene el diámetro del agujero sobre la
sonda, así como también dar una mejor respuesta en capas delgadas y en formaciones altamente
resistivas cuyas resistividades superan los 200 ohm*m. Su diseño se basa en estar integrado por
varias bobinas separadas 40” para poder proporcionar 2 curvas de conductividad o de resistividad
de diferente profundidad de investigación (ILD para las lecturas profundas de Rt e ILM para las
lecturas medias de Ri teniendo ILM la misma resolución vertical que ILD pero con la mitad de la
profundidad de investigación que tiene ILD) mientras que su principio de funcionamiento se
realiza exactamente igual al que se tiene con el arreglo de inducción común (IES). Sin embargo, la
gran variante en este registro es la implementación de una curva LL8 o bien una de
microresistividad (SFL) con una profundidad de investigación de 80 cm para las mediciones más
someras en busca de la obtención de Rxo.
Con este registro es posible obtener las resistividades de la zona invadida y de la zona virgen (Rxo y
Rt) en agujeros que estén utilizando lodos conductores o no conductores, y que presenten una
gran invasión por filtrado de lodo en profundidades entre 1 a 5 m, utilizando también una curva SP
en las mediciones, o bien, en agujeros no conductores (aceite o gas), utilizando una curva de rayos
gamma. Sin embargo, la gran limitante de esta herramienta se centra en su pobre resolución
frente a aquellas formaciones cuyas resistividades pasen los 200 ohm*m.
La única diferencia entre las respuestas ofrecidas por las herramientas DIL-LL8 y la DIL-SFL se basa
en que la DIL-SFL ha logrado dominar más que la herramienta DIL-LL8 ya que esta última
implementa la curva LL8 en sus mediciones, mientras que con la DIL-SFL se obtiene una mejor
respuesta de Rxo, además de que el efecto del agujero sobre ella será menor.
4.2.2.2 Dispositivos de inducción de investigación somera
No hay una herramienta de inducción que se centre en obtener las lecturas provenientes de la
zona de invasión o zona lavada ya que el objetivo principal con el cual se diseño la herramienta de
inducción fue el poder obtener lecturas de conductividad-resistividad en lodos que sean no
conductores. Se puede decir además que las mediciones que realizan las laterolog con respecto a
las herramientas de inducción son diferentes ya que las mediciones de las herramientas de

122
inducción se realizan en paralelo mientras que las mediciones realizadas con las laterolog se
realizan en serie. Por ello, la única manera con la que se puede conocer la resistividad de la zona
lavada utilizando los registros de inducción, es utilizando un microregistro LL8 o un SFL en
combinación con la herramienta doble inducción en la medición.
4.2.2.3 Dispositivo de doble inducción fasorial (DIT)
Al finalizar la década de los 80´s se dio un gran avance con los registros de inducción, ya que
finalmente se pudo procesar con mucha mayor eficacia la información de los registros gracias a los
avances tecnológicos que se estaban desarrollando. Esto permitió que el procesamiento de las
señales brindadas por los registros de inducción, pudiesen ser ahora modeladas matemáticamente
por medio de poderosas computadoras para acercar los valores obtenidos, lo más posible a los
valores verdaderos de las formaciones para su interpretación. Este proceso también llamado “de
inversión de datos” consiste básicamente en “reconstruir los perfiles de las propiedades de las
formaciones a partir de los datos medidos por la herramienta”.
Fue así como surgió la herramienta doble inducción fasorial (DIT) a principios de los 90´s, la cual
utiliza un procesado previo de la señal brindada para mejorar las mediciones convencionales de
inducción utilizando solo 1 compilado de valores para corregir los posteriores. La gran diferencia
que tiene esta herramienta con respecto a las herramientas convencionales de inducción o bien la
doble inducción laterolog (DIL), se centra en que la herramienta doble inducción fasorial puede
trabajar en rangos de frecuencias entre los 10 y 40 kHz, además de la de 20 kHz que es con la cual
trabajan la mayoría de las herramientas de inducción. Cuenta con un sistema automático de
verificación continua de calibración que mejora la precisión de la respuesta de la sonda y reduce
de manera significativa los efectos ambientales y se mejoró además el sistema de transmisión de
datos en formato digital de la señal de fondo a la superficie, lo que permite que se tenga una
mayor capacidad de procesado de las señales libres de ruido.
Su principio de medición es el mismo con el que operan todas las herramientas de inducción y
funciona de una manera muy similar a la doble inducción laterolog, ya que brinda 3 mediciones de
resistividad a distintas profundidades de investigación. La medición más profunda con la cual se
logra obtener los valores de Rt la compone la curva DIPH (Deep Induction Phasor), la MIPH
(Medium Induction Phasor) constituye la respuesta de la zona de transición con lo que se obtiene
el valor de Ri y finalmente al igual que con el doble inducción, se utiliza un microregistro de
resistividad como el SFL y una curva SP para la obtener el valor de Rxo.
Con esta información, correlacionable con otros registros, es posible obtener datos de saturación
y movilidad de los fluidos en los intervalos de interés, formar gráficos de invasión, interpretación
de formaciones en agujeros de gran diámetro de invasión e identificar formaciones con contrastes
medios-altos de resistividad.

123
4.2.2.4 Otros registros de inducción
Al igual que la herramienta de inducción convencional 6FF40, existen arreglos de inducción cuyas
variantes se centran en tener menos bobinas o bien el espaciado entre electrodos es menor al de
las herramientas convencionales. Tal es el caso de la herramienta de inducción (IES) 6FF28 la cual
es una versión reducida del dispositivo 6FF40 teniendo un espaciamiento entre bobinas de 28”, un
electrodo SP y una curva normal estándar de 16”. Generalmente solo se utiliza en el caso de que
se tengan agujeros muy pequeños y en operaciones a través de tuberías.
Dispositivos de inducción de alta resolución (HRI): Estos registros aparecieron a principios de los
años 90´s y vinieron a romper todo el esquema que se tenía sobre de los dispositivos
convencionales de inducción ya que estas nuevas herramientas se encontraban constituidas no
solo de sus respectivas bobinas transmisoras-receptoras igualmente espaciadas, sino que además
también se le agregó una bobina receptora central que se encuentra a una distancia diferente
sobre las demás con respecto a la bobina transmisora principal. Esto permite que se generen
mediciones resistivas-conductivas a distintas profundidades de investigación profundas y medias,
siendo estas mediciones conocidas como las curvas 5FF75 Y 5FF35.
La idea detrás de esta herramientas se centra en considerar que la respuesta vertical de la sonda
es tenue y está en gran medida controlada por la distancia que existe entre la bobina central y las
bobinas contrarias, mientras que la respuesta radial es controlada por la distancia entre la bobina
transmisora y receptora.
Dispositivo de propagación electromagnética (EPT): Esta herramienta utiliza un espaciado muy
corto entre bobinas transmisoras y receptoras para poder medir como se da la propagación de la
atenuación de la onda electromagnética de 1.1 gHz enviada a través de la zona invadida. Esta
propagación electromagnética en un medio de una conductividad relativamente baja es
inversamente proporcional a su constante dieléctrica. Esta constante es mucho mayor en
presencia de agua que en algún otro constituyente de las formaciones incluido el hidrocarburo.
Por lo tanto, la medición que realizará la herramienta es predominantemente sensible a la
presencia de agua y puede ser usado petrofísicamente para el cálculo de la saturación de la zona
invadida (Sxo)
4.2.2.5 Calibración de los registros de inducción
Existen 2 maneras por las cuales es posible calibrar las herramientas de inducción tanto para las
mediciones de las curvas profundas, como las curvas de inducción medias. La primera de ellas es
tener la herramienta en un medio que tenga una conductividad nula lo cual puede ser logrado
suspendiendo la herramienta en el aire, mientras que para la otra forma de calibración se simula
un anillo que tenga un resistor de precisión de valor tal que cuando se ubica dicho aro en el punto
de medida, se produce una señal equivalente a 500 m mhos/m.

124
4.2.3 Presentación del registro de inducción
4.2.4 Correcciones ambientales en los registros de inducción
Al igual que con las herramientas de resistividad convencionales, las de resistividad enfocada y las
herramientas de resistividad a través de la tubería, las herramientas de inducción igualmente
Figura 4.43. Ejemplo de un registro doble inducción-SFL (Modificado de Asquith, 1982).

125
necesitan ser corregidas por ciertos factores ambientales que pueden llegar a afectar las lecturas
brindadas por las herramientas. Aunque en un principio las herramientas de inducción se
diseñaron con la finalidad de poder minimizar estos efectos, por lo general, las correcciones no
son muy grandes e incluso puede haber situaciones en las que se puedan ignorar sin tener
repercusiones en las interpretaciones sin embargo, estas correcciones se deben tener en cuenta si
se llegasen a necesitar.
Las correcciones más importantes y necesarias para los registros de inducción son “por efecto del
agujero y el standoff de la herramienta, por espesor de capa, el efecto de capas adyacentes, el
efecto por invasión de filtrado de lodo y por efecto del echado de las capas”. A continuación se
detallará cada una.
4.2.4.1 Por efecto del agujero y del standoff
La corrección por efecto del agujero y el standoff de la herramienta es la primera que se debe
realizar al registro de inducción. Debido a que Schlumberger es la principal proveedora de gran
parte de las herramientas de inducción utilizadas hoy en día, procedemos a utilizar las graficas de
corrección de la compañía que en este caso sería la Rcor-4 con la cual, se obtienen las correcciones
de varias curvas (6FF40, ILD, ILM, 6FF28, DIPH, MIPH) así como también varios standoffs y la
respuesta del factor geométrico del lodo en función de los 2 parámetros anteriores.
La contribución de la columna de lodo a la señal total que brindará el registro está dada por la
expresión CMGM siendo GM el factor geométrico del lodo. El objetivo del procedimiento de
corrección es por lo tanto el poder eliminar el efecto de la señal proveniente del agujero la cual en
diámetros muy pequeños será muy pequeña, mientras que para agujeros con diámetros mayores
a 8”, la señal aumentará, provocando en consecuencia que aumente del mismo modo el factor
geométrico y que con ello la señal de agujero se incremente. Comúnmente en la práctica lo que se
hace es aumentar el tamaño del separador de la herramienta para evitar este problema ya que al
no ir centrada, provoca que las corrientes no sean axiales con el agujero.
Realizado esto se debe considerar también el efecto que provoca el cambiar la resistividad del
lodo lo cual, si se observa en el grafico Rcor-4 de la compañía Schlumberger, se podrá ver que a
valores pequeños del factor geométrico, corresponden resistividades cuyo efecto es poco o nulo
en agujeros pequeños, incluso aún cuando se estén tomando los registros en lodos conductores.
Mientras que si el factor geométrico aumenta, aumentara de igual manera la corrección que se
deba realizar a la señal. Finalmente ya obtenido el valor de la señal del agujero, se procede a
obtener el valor corregido de la curva de conductividad al restar el valor de la señal del agujero el
de la conductividad medida quedando de la siguiente manera.
𝑪 𝒄𝒐𝒓𝒓 = 𝑽𝒂𝒍𝒐𝒓 𝒅𝒆𝒍 𝒓𝒆𝒈𝒊𝒔𝒕𝒓𝒐 − 𝑺𝒆ñ𝒂𝒍 𝒅𝒆𝒍 𝒂𝒈𝒖𝒋𝒆𝒓𝒐 Ecuación 4.4

126
𝑹 𝒄𝒐𝒓𝒓 =
𝟏𝟎𝟎𝟎
𝑪 𝒄𝒐𝒓𝒓
4.2.4.2 Por efecto de espesor de capa y capas adyacentes
Para poder realizar la corrección por efecto de espesor de capa y de capas adyacentes, se debe
tomar como valor de resistividad de capa adyacente (RS) el valor más contrastante de la capa
mientras que su espesor se puede obtener directamente del registro (generalmente se escoge la
capa adyacente más gruesa que exista y de ella se toma el valor de resistividad.
Las graficas de corrección aplicables por este efecto se encuentran en las graficas de corrección
por parte de la compañía Schlumberger y son la Rcor-5, Rcor-6, Rcor-7 y Rcor-9. Las primeras 2 son
aplicables para correcciones a las herramientas 6FF40, 6FF28, ILD e ILM mientras que la Rcor-7 es
aplicable para las mismas herramientas pero en aquellos casos en donde se tengan capas
conductivas muy delgadas. Mientras que para corregir la señal brindada por la herramienta de
inducción fasorial, se utiliza la grafica de corrección Rcor-9 la cual proporciona correcciones por
espesor de capa para las mediciones de inducción de la herramienta (cabe mencionar que esta
corrección es la única que se realiza a la herramienta de inducción fasorial).
Las graficas de corrección reflejan una respuesta muy superior con respecto a la herramienta
fasorial para el espesor de la capa. Para aquellas capas con espesores mayores a 6 pies y cuyas
resistividades exceden los 5 ohm*m, casi no es necesario realizar la corrección por espesor de
capa.
4.2.4.3 Por efecto de invasión del filtrado de lodo
Los efectos que tendrá la zona invadida (Rxo) sobre las lecturas de las herramientas de inducción
se derivan de consideraciones sobre factores geométricos y son importantes mientras mayor sea
el diámetro de invasión del filtrado de lodo o cuando CXO y CI son altos. Por lo tanto dentro de las
cartas de corrección de la compañía Schlumberger, existen graficas para poder realizar las
pertinentes correcciones por efecto de la invasión del filtrado de lodo (di) las cuales en algunos
casos se refieren a ellas como gráficas tornado o gráficas de mariposa que se derivan de los
factores geométricos de los distintos perfiles de pozo (Rxo, Ri y Rt). Estas proporcionan una
solución gráfica de estas variables para diferentes combinaciones de herramientas de inducción y
tipos de lodo para poder definir con ello el diámetro de invasión y el valor real de resistividad de la
zona virgen Rt.
Si se hace la corrección de forma analítica, se obtendrán sistemas de ecuaciones con base en las
mediciones de las herramientas (ILD, ILM, SFL) donde se tienen 3 incógnitas por conocer que son
los valores de Rxo, di y Rt y en donde si se realizan las correcciones por efectos de pozo y capas
adyacentes, los términos se vuelven ceros quedando de la siguiente manera:
Ecuación 4.5

127
𝑹 𝒙𝒐𝒂 = 𝑹 𝒙𝒐 ∗ 𝑮 𝒙𝒐 ∗ 𝒅𝒊
𝑹𝒊𝒂 = 𝑹 𝒙𝒐 ∗ 𝑮 𝒙𝒐 ∗ 𝒅𝒊 + 𝑹𝒊 ∗ 𝑮𝒊 ∗ 𝒅𝒊
𝑹𝒕𝒂 = 𝑹 𝒙𝒐 ∗ 𝑮 𝒙𝒐 ∗ 𝒅𝒊 + 𝑹𝒊 ∗ 𝑮𝒊 ∗ 𝒅𝒊 + 𝑹𝒕 ∗ 𝑮 𝒕 ∗ 𝒅𝒊
Siendo Rxoa, Ria y Rta los valores de resistividades aparentes de las lecturas del registro mientras
que G será el factor geométrico influyente de cada zona, todos referidos al mismo diámetro de
invasión di para las diferentes herramientas de inducción (Figuras 4.44 y 4.45).
Para la herramienta de inducción fasorial sin embargo, se mejora en gran medida la resolución de
de la herramienta incluso en formaciones donde la invasión sea profunda.
Ecuación 4.6
Ecuación 4.7
Ecuación 4.8
Figura 4.44. Factor geométrico que se obtiene de las herramientas de inducción.
Figura 4.45. Factor geométrico que se obtiene de las herramientas microresistivas.

128
4.2.4.4 Por efecto del echado de las capas
En aquellas capas que no sean perfectamente perpendiculares respecto al eje del pozo, la
conductividad aparente podrá tener errores en sus lecturas. Esto tiene que ver con condiciones de
macro-anisotropía, en donde desarrollos computaciones modernos han permitido modelar la
respuesta que se obtiene de capas inclinadas y las mediciones de conductividad en función del
espesor que estas tengan. Por ello es importante que en la interpretación se tenga en cuenta el
tipo de pozo que se está perforando ya sea bien direccional, horizontal, vertical y las mediciones
de echados obtenidas por medio de la herramienta de echados mencionada más adelante.
Los estudios que se han hecho respecto a este tema han permitido demostrar varios puntos de
interés:
• La inclinación de las capas las hace parecer más gruesas de lo que en realidad son.
• Las lecturas de Rt se promedian con Rs.
• Las capas delgadas son más afectadas que las capas gruesas.
• Las capas resistivas se ven más afectadas que las capas conductivas.
4.2.4.5 Error atribuido a la sonda
El error que proviene de la herramienta es un valor que puede ser determinado y corregido
considerando 2 factores que pueden provocar el que se obtengan valores erróneos, y se realiza
desde el momento de la calibración de la herramienta. El primero de ellos es la señal proveniente
del ambiente y el segundo la señal proveniente del cartucho, cable e instrumentos cuando la
herramienta se encuentra en un medio de cero conductividad. Una vez obtenido este valor de
error, se incorpora posteriormente al equipo antes de tomarse los registros.
En formaciones que sean altamente resistivas, las herramientas de inducción generalmente miden
una conductividad muy baja que incluso después de calibrarse, la herramienta puede aún tener
un margen de error de aproximadamente ± 2 ohm*m lo que puede provocar un 20% de error en la
señal de la formación. Para poder corregir esto se puede calibrar la herramienta dentro del pozo y
en alguna formación altamente resistiva de un espesor considerable.
4.2.5 Aplicaciones de los registros de inducción
Los registros de inducción como se mencionó anteriormente, son los registros más adecuados
cuando se tienen pozos que estén utilizando lodos conductores, lodos base aceite o lodos aireados
por donde no es posible transmitir una corriente a través de electrodos como lo hacen las
herramientas laterolog. Además, debido a que la herramienta es muy sensible a la conductividad,
resulta más precisa en formaciones de resistividades medias a bajas.

129
Se podría describir que la naturaleza de las herramientas de inducción en comparación con las
herramientas laterolog, se basa en que las laterolog "ven" las zonas más resistivas mientras que
las de inducción "ven" las zonas más conductivas. De esta forma si Rxo > Rt se prefiere utilizar
registros de inducción mientras que si Rxo < Rt se utilizan las laterolog.
Sin embargo, en la actualidad existen muchas herramientas comerciales constituidas de múltiples
arreglos de inducción, las cuales pueden ahora obtener mediciones de resistividades de hasta los
1500 ohm*m a diferentes profundidades de investigación y son además menos sensibles a lodos
conductores. Las más importantes las componen la herramienta AIT y la RT scanner, y por medio
de ambas es posible obtener mediciones de conductividad muy buenas, incluso en capas tan
delgadas como 1 pie o hasta los 30 cm de espesor.
4.2.6 Arreglos de Inducción
4.2.6.1 Dispositivos de inducción de arreglos de imágenes (AIT)
La finalidad de querer construir una herramienta que estuviese constituida de múltiples
configuraciones de bobinas transmisoras y receptoras a principios de los años 90´s, tuvo su origen
de la necesidad que existía de poder contar con una herramienta que pudiese transmitir y
procesar grandes volúmenes de información provenientes de múltiples zonas a los alrededores del
pozo para minimizar en lo posible, errores por condiciones ambientales de pozo y con ello poder
obtener la conductividad de la formación penetrando zonas irregulares y zonas invadidas hasta
llegar a la zona virgen. Esto permite que la herramienta al poder manejar más cantidad de datos,
permita obtener consecutivamente una mayor información radial del pozo y por ende una mejor
precisión en la información.
Fue con esta iniciativa que surgió la herramienta de inducción de arreglos de imágenes (AIT), la
cual puede proporcionar una respuesta en un amplio rango de ambientes y puede además,
trabajar con cualquier tipo de fluido incluyendo lodos no conductores (base aceite) a diferencia de
las herramientas de inducción convencionales. Esto da como resultado que sea posible obtener
imágenes de invasión, resistividad del agua de formación y contenido de fluidos de las
formaciones que se estén analizando además de contar con la gran ventaja de que sea
autocalibrable, proporcionando con ello información veráz independientemente de las
condiciones existentes en las formaciones.
4.2.6.1.1 Diseño de la herramienta AIT
El diseño de la herramienta de inducción de arreglos de imágenes, está constituida por 1
transmisor y 8 receptores o arreglos de inducción en serie, con espaciamientos que varían desde
algunas pulgadas a varios pies y con 3 bobinas acopladas cada una trabajando a 3 distintas
frecuencias en forma balanceada, permitiendo a la herramienta el poder adquirir 28 mediciones
de inducción diferentes en intervalos de 3 pulgadas para obtener al final del procesamiento de las

130
señales, 5 curvas con profundidades medias de investigación de 10, 20, 30, 60 y 90 pulgadas desde
el centro de la perforación, y con resoluciones verticales que varían entre 1 pie (para evaluaciones
de capas delgadas), 2 y 4 pies (para una fácil correlación con registros existentes). Estas medidas
generalmente son corregidas en tiempo real por efectos de pozo, por lo que se puede usar
inmediatamente para el procesamiento de datos.
Ya que cada una de las cinco medidas AIT tiene una profundidad media diferente de investigación
en las formaciones, las variaciones de la resistividad que se generen entre ellas, permiten
identificar la heterogeneidad lateral cerca del agujero. Esto nos da una indicación de la
complejidad del yacimiento que ningún otro instrumento de inducción puede proporcionar.
Con esta información, además de obtenerse un número importante de datos auxiliares, es posible
obtener también a partir de estos 5 perfiles, la resistividad de la zona virgen y de la zona lavada,
así como también 3 parámetros adicionales: invasión limite radial de la zona lavada, limite radial
de la invasión y volumen del filtrado de lodo. La información del perfil se puede presentar como
una imagen 2D a color de resistividad de agua aparente. Especificando la resistividad del agua de
formación y la resistividad del filtrado de lodo, en conjunto con la descripción de la invasión, se
puede obtener una imagen a color de la saturación de agua (Sw).
4.2.6.1.2 Herramientas AIT
Entre las principales herramientas de inducción AIT que se utilizan comercialmente se tienen las
herramientas AIT-B que es la estándar, mientras que la AIT-C y la AIT-H son utilizadas en un
sistema llamado “Plataforma Express”.
La herramienta AIT-B y AIT-C son las herramientas de inducción estándar que existen para
obtener la resistividad verdadera de las formaciones (Rt), y ambas operan en un rango de 104
a 105
hz (Figura 4.46). Están constituidas de 8 receptores con 3 bobinas cada una tal como se menciono
anteriormente, pero de esas 8 bobinas, 6 operan simultáneamente a 2 frecuencias para poder
incrementar la resolución radial en formaciones que tengan resistividades relativamente bajas,
mientras que la herramienta AIT-H (Figura 4.46) se diferencia de las 2 anteriores al operar a una
sola frecuencia de 26 Khz midiendo las señales R y X en cada arreglo de bobinas cada 3 pulgadas
de profundidad (R será la señal proveniente de la formación es decir, su resistividad y X, será la
señal de acople directo proveniente del transmisor que contiene información de cómo la señal ha
sido afectada).
Por otro lado, esta herramienta solo es utilizada en el sistema Plataforma Express que consiste en
ser un sistema de adquisición de registros que permite evaluar yacimientos a partir de la
integración de herramientas sustituyendo al sistema triple combo (resistividad, neutrón y
densidad) con la adición de la resistividad del lodo de perforación en sus mediciones (Rm). Además
de esta variante, la herramienta AIT-H es solo la mitad de la longitud de las herramientas AIT-B y
AIT-C (de 13 pulgadas) sin embargo, se puede obtener de ella la misma calidad en las lecturas de

131
conductividad y es comúnmente utilizada en pozos con presiones de hasta los 15,000 PSI y
temperaturas de hasta 125 °C (257 °F).
4.2.6.1.3 Factores que afectan las mediciones y correcciones aplicadas al registro
Entre los factores que afectan la respuesta del registro de inducción tenemos el efecto pelicular o
efecto de la piel el cual tiende a atenuar la señal de la herramienta debido a una inductancia
mutua entre las corrientes a medida que esta penetra la zona de estudio y del mismo modo ocurre
con el efecto de la vecindad por inductancia entre zonas o capas vecinas. Por otro lado, el efecto
de perforar en pozos desviados afecta las mediciones de la herramienta AIT ya que ésta realiza la
medición de las formaciones en forma perpendicular a la posición de la herramienta.
4.2.6.1.4 Correcciones
La principal corrección que se realiza a las herramientas AIT estándar no proviene por factores
derivados de un mal funcionamiento de la sonda sino por condiciones atribuidas a la operabilidad
Figura 4.46. Figuras ilustrativas de las herramientas AIT estándar (AIT-B y AIT-C) además de
igual mostrar la configuración con la que cuenta la herramienta AIT-H utilizada en la
Plataforma Express. (Modificado de Schlumberger, 2004)

132
con la que el personal de las compañías manejan el equipo. Principalmente esto tiene que ver con
la "velocidad de adquisición" del registro en el pozo ya que cuando la velocidad difiere
sustancialmente de la velocidad recomendada, se obtienen datos o mediciones no confiables.
Estos casos de aceleración rápida pueden ocurrir cuando por ejemplo las herramientas se liberan
de un aprisionamiento en el pozo lo que por consecuencia trae que haya una pérdida de datos.
Por ello, para mitigar el problema, la sonda cuenta con un acelerómetro que corrige la velocidad
en tiempo real por efecto de la profundidad y lograr con ello que ésta tenga un movimiento no
uniforme.
Aparte de la corrección por velocidad, también existe una corrección por efecto de pozo para las
herramientas AIT sin embargo, ésta se realiza en un pozo escuela en el cual se incluye una
descripción exacta de la herramienta, y se corrige la señal en un modelo 2D considerando la
excentricidad.
4.2.6.1.5 Aplicaciones de las herramientas AIT
La principal aplicación que tiene la herramienta AIT en la industria consiste en obtener de manera
eficaz a partir de información cuantitativa, la saturación de agua en las formaciones que se estén
analizando (Sw) y la resistividad de la zona virgen (Rt) lo que nos permite en consecuencia conocer
la cantidad de hidrocarburo existente y poder con ello aumentar reservas.
No obstante, también tiene otros usos prácticos siendo los más importantes los mencionados a
continuación:
• Detección de hidrocarburos móviles.
• Obtención de perfiles de invasión de forma gráfica.
• Análisis de capas delgadas.
• Delimitación de reservorios
4.2.6.2 Dispositivo de inducción triaxial o Rt Scanner
Las mediciones realizadas por medio de las herramientas de inducción convencionales junto con
las herramientas laterolog, fueron durante mucho tiempo las mediciones estándar en la obtención
de la resistividad de las formaciones, sin embargo, llegó una época en donde “el petróleo fácil” se
acabó, siendo hoy en día más complejas e inciertas las condiciones de pozo en las que se laboran,
por lo que se visualizó en poco tiempo la gran necesidad que había de poder obtener respuestas
por medio de los registros, en condiciones particularmente complicadas de las formaciones. Las
sondas de inducción convencionales se construyen con bobinas cuyos momentos magnéticos
paralelos al eje de la herramienta, inducen corrientes a la formación en planos perpendiculares al
eje del pozo permitiendo que cuando el pozo sea vertical y las capas planas, las corrientes de
medición sean paralelas a las laminaciones y la resistividad medida sea esencialmente sensible a
Rh (resistividad horizontal). Sin embargo, cuando las capas tienen un buzamiento notable o bien

133
las condiciones de perforación hacen al pozo direccional o bien desviado, la respuesta que se
obtendrán con las herramientas convencionales se complicarán siendo ahora la resistividad
medida, una combinación de Rh y Rv (resistividad vertical) de las laminaciones.
Un ejemplo común para poder entender el principio de funcionalidad de la herramienta lo
representan aquellas formaciones que se encuentran conformadas por secuencias de láminas
finas de arcilla y arenas que pueden tener cantidades significativas de hidrocarburos. Estos
sistemas se encuentran en depósitos turbidíticos, ambientes fluviales, facies distales en depósitos
deltaicos, etc. Entonces, la respuesta que se obtendrá por medio de herramientas de inducción
convencionales estará dominada por la resistividad más baja del sistema es decir, por las lutitas.
Esto hace que los contraste de resistividad entre las arenas que constituye el yacimiento y las
lutitas que son el sello, sean muy bajas dificultando la detección de las arenas y subestimando el
volumen de hidrocarburos que se pueda extraer.
Este tipo de formaciones son un caso particular de formaciones productoras de baja resistividad
y/o bajo contraste en ambientes de deposito turbidíticos que bien pueden llegar a almacenar
cantidades considerables de hidrocarburos como lo es el caso de la Formación Chicontepec en las
inmediaciones del estado de Veracruz y limitada al oeste por la Sierra Madre Oriental. Esta
formación está constituida de intercalaciones de arenas y lutitas que se formaron en una serie de
abanicos submarinos desde el Paleoceno hasta el Eoceno Medio, seguida de una erosión temprana
en el Eoceno, dejando que los yacimientos sean secuencias de depósitos comprendidos por
múltiples capas de areniscas intercaladas con lutitas, y con laminaciones que van desde los 5 cm o
menos, hasta los 10 metros.
Por lo tanto, la alternativa que se encontró para poder evaluar este tipo de formaciones es a
través del efecto de la “anisotropía de resistividad”, la cual es una propiedad típica de este tipo de
formaciones laminadas. En ellas, propiedades como la permeabilidad y la conductividad son
tensoriales y dependen por lo tanto de la dirección en que sean medidas. De hecho se estima la
resistividad vertical y horizontal de las formaciones siendo Rh la resistividad medida paralela a las
laminaciones y dominada por la baja resistividad que generalmente se encuentran en las arcillas,
mientras que Rv es la resistividad medida perpendicularmente a la estratificación de las capas,
siendo mayormente dominada por la resistividad de las arenas que contienen los hidrocarburos de
laminaciones compactas, y significativamente más alta que las lecturas de Rh.
Fue así como surgió la herramienta de inducción triaxial de las formaciones o también llamada
herramienta “Rt Scanner”. La nueva herramienta de inducción triaxial permite la medición de Rh y
Rv al proveer de varias medidas de matriz tensor de 3x3 sensibles a Rh y Rv, y que mediante una
posterior inversión rápida y rigurosa de los datos de inducción, se obtienen como resultado los
registros Rh y Rv sin efecto de capa adyacente, computándose además el buzamiento relativo de
las capas. Con esta nueva herramienta y utilizando las técnicas de interpretación que hacen uso de
la anisotropía a partir de Rh y Rv y asumiendo algunos parámetros, se pueden obtener resultados
satisfactorios para la obtención del volumen de real de las arenas (Vs), el volumen de arcillas (Vsh),

134
computar una resistividad de la fracción de arena (Rs) y obtener el volumen real de hidrocarburos
(Vo) para mejorar las reservas. Permite además precisar de datos de saturación de agua para
realizar cálculos más reales de las reservas, mejorar la estimación del agua móvil, evitar minimizar
el potencial de zonas prospectivas de baja resistividad, así como la detección de eventos
estratigráficos locales y correlaciones entre pozos.
4.2.6.2.1 Diseño de la herramienta y principio de medición del Rt Scanner
La herramienta de inducción triaxial o Rt Scanner permite realizar el cálculo de Rh y Rv a partir de
mediciones directas en las formaciones, incluso en aquellos casos donde se tengan perforaciones
direccionales. Con ello se puede decir que las mayores estimaciones de hidrocarburos y agua
saturada se obtienen de estas mediciones, resultando en modelos más precisos para la estimación
del reservorio, especialmente para todas aquellas formaciones que presenten laminaciones,
condiciones de anisotropía o bien se encuentran afalladas.
El diseño de la herramienta consta de tener 1 transmisor con 3 bobinas ortogonales (Tx, Ty, Tz)
superpuestas que se acoplan a través de la formación con sus correspondientes bobinas
receptoras ortogonales superpuestas (Rx, Ry, Rz) las cuales permiten hacer las mediciones a varias
profundidades en la formación. El diseño real, sin embargo, consiste no solo de uno sino de varios
arreglos de bobinas triaxiales receptoras con espaciamientos similares a la herramienta AIT
(arreglos múltiples). Es entonces, una herramienta que cuenta entonces con 3 arreglos de
receptores cortos axiales y seis receptores triaxiales largos entre el transmisor y receptor principal,
cada uno con 3 bobinas colocadas en serie con la correspondiente bobina receptora principal, para
realizar las mediciones a diferentes profundidades de investigación. Rv y Rh se calculará por cada
espaciamiento existente del arreglo triaxial en donde además de las mediciones de resistividad, se
obtienen también el echado y azimut de la formación proveniente de la interpretación incluso en
pozos direccionales (Figura 4.47).
El principio de medición con el que opera es muy similar al que se realiza con las herramientas
convencionales de inducción, pero la herramienta Rt Scanner tiene la ventaja de transmitir
corrientes principales en 3 direcciones, que a la vez por los campos magnéticos creados por estas
corrientes, provoca que se induzcan corrientes secundarias en todas direcciones, permitiendo con
ello poder medir las resistividades en 3 dimensiones y a 3 diferentes profundidades (Figura 4.48).
Se puede decir que esta es la primera herramienta de medición de resistividad verdaderamente
3D capaz de inducir y medir los efectos de las corrientes eléctricas que circulan en cualquier
dirección del subsuelo.
El objetivo de realizar las mediciones a múltiples profundidades de investigación en 3
dimensiones, nos permite asegurar que las 3 resistividades sean efectivamente mediciones en 3D
o seguras en sus 3 ejes sensibles tanto a Rh, Rv y al echado de la formación. Los casos de estudio
alrededor del mundo han demostrado la gran utilidad que ha tenido la herramienta en mediciones
realizadas tanto con lodos base aceite como con lodos base agua, en pozos verticales, con

135
buzamientos en las capas, con pozos direccionales, etc. logrando haber identificado zonas
productoras de baja resistividad incluso en aquellos casos donde las herramientas de inducción
convencionales fallaron o bien las pasaron por alto, siendo posteriormente confirmadas por medio
de imágenes de microresistividad y las mediciones del Rt Scanner.
Mediante la medición de las resistencias percibidas por las corrientes que fluyen en sentido
paralelo y perpendicular a la estratificación, que pueden diferir en un factor de 10 o superior, esta
herramienta puede proveer una estimación más precisa de los hidrocarburos presentes en los
yacimientos en formaciones laminadas.
4.2.6.2.2 Aplicaciones del registro Rt Scanner
La principal aplicación que tiene la herramienta Rt Scanner es la oportuna evaluación petrofísica
de formaciones productoras laminadas de bajas resistividades y/o bajos contrastes, debido a que
los registros convencionales de inducción en muchas ocasiones no pueden o se pueden presentan
en su momento muchas dificultades en la adquisición de las mediciones, haciendo que su uso no
Figura 4.47. Esquema que muestra como está
configurada la herramienta Rt Scanner y la
forma en que realizan la medición los
receptores (Modificado de Córdova, 2008).
Figura 4.48. Esquema que muestra como se
distribuyen las corrientes inducidas en todas
direcciones a las formaciones laminadas
(Modificado de Córdova, 2008).

136
sea práctico para estos casos. Con la herramienta Rt Scanner se puede además también obtener
un echado promedio o echado estructural de las formaciones que sirven para aplicaciones
geológicas.
Algunas otras de sus aplicaciones igualmente importantes las constituyen las siguientes:
• Determinación de la resistividad verdadera Rt y de las resistividades vertical y horizontal
(Rv y Rh).
• Determinación de la saturación de agua en la formación (Sw).
• Determinación de formaciones laminadas.
• Identificación de zonas productoras de bajas resistividades (observando la separación de
las curvas Rh y Rv que corresponde la propiedad de anisotropía de resistividad en
formaciones laminadas de baja resistividad y bajo contraste).
• Análisis estructural de las capas por medio del echado y azimut de las formaciones.
• Análisis de capas delgadas.
• Delimitación del reservorio.
• Obtención de un perfil de invasión.
• El integrarlo junto con un registro de resonancia magnética nuclear, permitirá ver las
zonas con fluidos móviles.
• Es posible correlacionar la información del Rt Scanner con otros registros de campos
existentes.

POROSIDAD
5.1 Registro sónico
5.2 Registros de densidad
5.3 Registros de neutrones
5.4 Resonancia magnética nuclear (NML)

CAPÍTULO 5.- REGISTROS DE POROSIDAD 5.1 Registro Sónico
137
Dentro de la industria petrolera existen herramientas que permiten la medición de la porosidad de
las formaciones por medio de ciertas propiedades físicas y petrofísicas presentes en las rocas en el
subsuelo. En la actualidad, dichas mediciones son realizadas por 4 tipos de registros
principalmente para la determinación de la porosidad, siendo éstos llamados como registros de
porosidad, o mejor conocidos como registros de índice de porosidad. Estos se encuentran
conformados por los registros sónicos, los registros de densidad, los registros de neutrones y los
registros de resonancia magnética nuclear sin embargo, es importante señalar que ninguno de los
registros mencionados permite la obtención directa de la porosidad de las formaciones, sino que
miden ciertas propiedades físicas presente en las rocas, de las cuales se puede obtener
posteriormente una porosidad de manera indirecta.
5.1 Registro sónico de porosidad
El registro sónico o acústico es una de las herramientas más importantes con las que se cuenta hoy
en día dentro de la gama de registros geofísicos de pozos para la evaluación de la porosidad de las
formaciones. Este registro se toma únicamente en agujeros descubiertos (a diferencia de los
registros sónicos de cementación CBL-VDL) y su principio de medición se basa en la propagación
de trenes de ondas acústicas que viajen a través de las formaciones en todas direcciones alrededor
del agujero a diferentes frecuencias e intervalos de tiempo, para la medición de algunas de las
propiedades acústicas de las formaciones tales como las velocidades y las atenuaciones que
presentan las ondas compresionales P y las ondas transversales S, así como la amplitud de las
ondas reflejadas.
La medición de las velocidades acústicas puede ser de utilidad para la evaluación de la porosidad
de la formación, así como determinaciones de las litologías y las compresibilidades en los poros de
las rocas. La atenuación de las ondas acústicas por otro lado, se centra en la determinación de la
calidad con la que fueron realizados los trabajos de cementación (aplicación de importancia para
los registros CBL (Cement Bond Log)), así como la identificación de zonas fracturadas en las
formaciones. Por otro lado, la medición de la amplitud de las ondas reflejadas es de utilidad para
la identificación de fracturas, localización de vúgulos, determinación de la orientación de las
fracturas y para labores de inspección de las tuberías de revestimiento.
Desde mitades de los años 30´s Conrad Schlumberger especificó cómo es que podría utilizarse un
transmisor y 2 receptores para las mediciones de la velocidad del sonido en un intervalo de roca
penetrado por un pozo. Sostenía que la velocidad y la atenuación del sonido permitía caracterizar
el tipo de litología que se tuviese a profundidad. Sin embargo, su invento falló debido a las
limitantes tecnológicas que existían en ese tiempo para medir la breve diferencia de tiempo
existente entres las señales que viajan a la velocidad del sonido (de unos cuantos microsegundos)
y los receptores de la herramienta. Históricamente se tienen antecedentes de que el registro
sónico fue desarrollado originalmente como un método complementario para la evaluación de
tendidos sísmicos sin embargo, los grandes avances tecnológicos que se han generado en los
últimos 30 años han permitido que el registro sónico sea ahora de gran importancia e

138
implementación en la industria petrolera para la evaluación de las formaciones, especialmente
para la determinación de la porosidad a partir de las mediciones de los tiempos de tránsito (Δt)
registrados de las ondas acústicas, siendo este parámetro el valor reciproco de la velocidad de la
onda compresional del sonido (u onda P). El tiempo de tránsito es una medición de la capacidad
de las formaciones para transmitir ondas acústicas, la cual se encuentra geológicamente
relacionada al tipo de litología que se tenga así como la textura de la roca, lo que por ende permite
determinar su porosidad.
Cuantitativamente el registro sónico permite realizar evaluaciones de porosidad en agujeros y
formaciones con algún contenido de fluidos, así como también puede ser utilidad como
complemento en las interpretaciones de secciones sísmicas por medio de perfiles e intervalos de
velocidades, y en conjunto con el registro de densidad, puede generar un registro de impedancias
acústicas, lo cual es el primer paso para generar trazas sísmicas sintéticas. Cualitativamente, es de
utilidad para los geólogos en la determinación de zonas con sutiles variaciones texturales tanto en
areniscas como en las lutitas, identificación de zonas compactadas o con presiones anormales, así
como posibles fracturamientos presentes en las rocas (Figura 5.1).
5.1.1 Principios de medición
Para poder entender el principio de medición con el cual operan todas las herramientas acústicas
de porosidad, primero es necesario definir algunas propiedades de las rocas y/o formaciones. La
Figura 5.1 Respuesta típica que se puede generar en el tiempo de tránsito medido
por medio del registro sónico de porosidad (Modificado de Rider, 2000).

139
velocidad de las ondas acústicas dependen directamente de algunas propiedades elásticas
presentes en las rocas. Si dentro de una masa de cualquier material elástico, un agente físico
desplaza momentáneamente una de sus moléculas o partículas una cierta distancia de su posición
de equilibrio, la molécula tenderá a regresar a su posición original una vez que cese la acción que
le alteró. Esta molécula a su vez transmite su movimiento a sus vecindades ocasionando un
movimiento vibratorio denominado onda acústica. El movimiento vibratorio de estas partículas
obedece las leyes de un movimiento armónico simple, por lo tanto, el desplazamiento de la
partícula con respecto al tiempo se puede representar como una curva senoidal.
Una onda completa o ciclo de una onda acústica es el tramo de la curva senoidal que comprende
una cresta con su correspondiente depresión o valle. El periodo de una onda, definido como T, es
el tiempo que tarda una partícula en hacer una oscilación completa o dicho de otra manera, el
tiempo que tarda en completarse un ciclo, y corresponde al tiempo que separa 2 crestas o 2 valles
sucesivos. La frecuencia de la onda acústica corresponde al número total de ciclos que son
generados por unidad de tiempo, y es medida en Hertz (1 ciclo/segundo). La frecuencia es el
inverso del periodo (1/T), y en los registros sónicos de porosidad, esta es constante. La amplitud
de una onda acústica es la distancia que existe entre el punto más alto de la onda hasta la base de
la misma, mientras que la longitud de una onda acústica se define como la distancia lineal que
existe entre 2 crestas o 2 valles consecutivos (Figura 5.2).
5.1.1.1 Propagación del sonido en las rocas
Las ondas acústicas que pueden ser transmitidas en un medio finito e isotrópico al producirse un
disturbio elástico, pertenecen a 2 tipos de ondas: las compresionales y las transversales, siendo
ambas denominadas como ondas de cuerpo.
• Ondas compresionales o longitudinales: a estas ondas también se les llama ondas de
presión u ondas P, pues corresponden a compresiones y expansiones de la roca y se
originan, por ejemplo, cuando la roca es comprimida en forma instantánea, como
sucedería si se golpease a ésta con un martillo. El movimiento de esta onda se caracteriza
porque las vibraciones de las partículas ocurren en la misma dirección de la transmisión de
la onda, es decir, se propagan paralelamente al desplazamiento de las partículas. La
Figura 5.2 Representación del movimiento armónico simple de una partícula con
respecto al tiempo, en forma de una curva senoidal.

140
velocidad con la que se propagan es la más rápida de todas comparadas con las demás,
por lo que siempre son las primeras ondas en llegar a los receptores, además de ser las
únicas que se pueden propagar tanto en los sólidos, líquidos y gases, ya que los 3 estados
de la materia pueden soportar la compresión (Figura 5.3). Sin embargo, la energía
transmitida por este tipo de onda es muy débil en comparación con las ondas
transversales.
• Ondas transversales u ondas de corte: en los sólidos, las ondas transversales también
conocidas como ondas de distorsión, ondas S u ondas de cizallamiento, se caracterizan
porque la dirección de propagación es perpendicular al desplazamiento de las partículas.
Es decir, las vibraciones de las partículas se dan en una dirección perpendicular a la de la
propagación de la onda. Estas ondas tienen una velocidad menor que las ondas
compresionales (P), incluso puede ser 1.5 a 2.4 veces menores que una onda P, además de
ser las únicas que no pueden ser propagadas a través de los líquidos ya que es necesario
que el medio por donde se propaguen tenga rigidez, es decir, resistencia al esfuerzo
cortante, característica con la que no cuentan ni los líquidos ni los gases (Figura 5.3).
Además, la energía transmitida por esta onda (su amplitud) es mucho mayor que las ondas
compresionales.
En las formaciones, la energía de ambos tipos de ondas, las de compresión y las de cizallamiento
se propagan en la misma dirección. Sin embargo, en los sólidos solo se tendrán los arribos de las
ondas transversales, mientras que en los líquidos (lodo, agua y aceite) se podrán detectar los
arribos tanto de las ondas transversales S como de las ondas compresionales P, mientras que la
velocidad con la que éstas se propaguen se encuentra directamente relacionada a las propiedades
mecánicas de las rocas tales como su rigidez y su compresibilidad.
Las ondas S son principalmente afectadas por la rigidez, mientras que las ondas P son afectadas
tanto por la rigidez como por la compresibilidad que pueda tener la roca. Mientras más denso sea
Figura 5.3 Representación de la dirección de propagación y de la dirección de movimiento de
las ondas compresionales (P) y las ondas transversales (S) en un medio infinito e isotrópico.

141
el medio, mayor será en éste la velocidad de compresión en comparación con aquellas rocas que
se encuentren pobremente consolidadas o sean suaves, dando como resultado el que las ondas P
tiendan a viajar más lentamente en las rocas suaves que en las duras, así como también en los
fluidos debido a que no existe en ellos la suficiente rigidez como para permitir la transmisión de las
ondas S. Este puede ser un caso particular de las lutitas debido a su baja rigidez, por lo que las
ondas S no se transmitirán adecuadamente a través de este tipo de litología.
Además de su uso clásico en la determinación de la porosidad, las velocidades de ambas ondas
contienen información respecto al contenido de fluido y la litología, por lo que son de particular
ayuda en la interpretación de los estudios sísmicos de superficie. Por otro lado, bajo ciertas
condiciones de velocidad y de la geometría con la que cuente el agujero, es posible que se generen
otro tipo de ondas denominadas ondas híbridas (leaky waves). Este tipo de ondas se generan a
partir de las ondas compresionales iniciales con ángulos entre αpc y αsc, ambas experimentando
reflexiones con las paredes del agujero y convirtiéndose a la vez en ondas refractadas de
cizallamiento (Figura 5.4). Las ondas reflejadas se propagan a través del lodo en el agujero en
forma de ondas cónicas cuya amplitud decrece con la distancia a medida que va perdiendo energía
en cada reflexión que se genera en las formaciones.
En un pozo en cuyas características destacan ser un medio finito y heterogéneo, se pueden
presentar también otro tipo de ondas denominadas ondas secundarias u ondas de superficie,
entre las cuales destacan las Ondas Stoneley y las Ondas Rayleigh.
• Ondas Rayleigh: las ondas Rayleigh se encuentran formadas por 2 tipos de
desplazamientos: uno paralelo y otro perpendicular a la superficie (como movimientos
elípticos), y retrogrado respecto a la dirección de propagación. Estas se originan de
aquellas porciones de las ondas que inciden en las paredes del agujero a ángulos mayores
Figura 5.4 Propagación de las ondas híbridas en el agujero.

142
que el ángulo crítico de refracción αsc de la onda de cizallamiento, experimentando así
una reflexión total. Estas ondas no pueden transmitirse en líquidos y se propagan en el
agujero en forma de ondas cónicas, además de contar con la gran particularidad de que
estas no pierden su energía a medida que se realizan las refracciones a lo largo de toda la
superficie cilíndrica del agujero. Su velocidad generalmente es de 90% de la velocidad de
las ondas transversales, además de variar conforme a la frecuencia, de tal manera que se
atenúan rápidamente conforme a la distancia que exista a partir de la interfase. Esta
variación en la velocidad con base a la frecuencia se le conoce como dispersión, es decir,
cambian su forma en el proceso de propagación.
• Ondas Stoneley: las ondas Stoneley, ondas de frontera, ondas de tubo u ondas guía, son
ondas que se propagan solo a lo largo de la superficie de frontera que separa 2 medios de
diferentes propiedades elásticas (líquidos-sólidos). Estas se generan en la interfase lodo-
formación, y aunque son muy sensibles a la rigidez que tenga la pared del pozo, sufren
poca atenuación por ser ondas de bajas frecuencias, siendo su velocidad de propagación
menor que la de las ondas transversales en los líquidos, menor que las ondas
compresionales en los sólidos y menor que la velocidad del lodo (Figura 5.5). Al igual que
las ondas Rayleigh, se puede decir que también sufre del efecto de la dispersión, sin
embargo, dicha dispersión es mucho menor en comparación con las ondas Rayleigh.
• Ondas Love: estas ondas se caracterizan porque el desplazamiento de las partículas en
ellas es transversal a la dirección de propagación pero sin una componente vertical.
Normalmente son más rápidas que las ondas Rayleigh.
• Ondas de lodo: se trata de ondas compresionales que viajan por la columna de lodo a una
velocidad menor que las ondas transversales y las compresionales, pero a velocidades
mayores a las ondas Stoneley.
Figura 5.5 Representación de un tren de onda que puede ser registrado por medio de las
herramientas sónicas de porosidad. Estas generalmente registran solo los primeros arribos
correspondientes a la onda compresional (P), mientras que herramientas sónicas más modernas
permiten registrar la onda completa.

143
• Ondas flexurales: este tipo de ondas son ondas superficiales de tipo especial ya que solo
se presentan cuando se utilizan transmisores acústicos tipo dipolo tal como lo hace la
herramientas digital DSI de la que se hablará mas adelante. En estas ondas, al igual que en
las ondas de cizalla, el desplazamiento de las partículas es perpendicular a la dirección de
propagación y solo viajan por las paredes del pozo a una velocidad similar a la de las
ondas transversales de la formación. Normalmente se emplean en el procesamiento de
las señales acústicas en el lugar de las ondas transversales cuando el tipo de formación no
permite detectar normalmente estas últimas.
Conociendo los tipos de ondas acústicas que pueden ser propagadas a través de medios elásticos,
se puede decir que el meticuloso análisis de la señal acústica total permite que sea posible analizar
y detectar sus diferentes componentes interactuando de una manera un tanto complicada a
medida que estas se propagan desde la fuente (el transmisor) hasta los receptores para producir la
señal acústica observable. Esto permite que se pueda realizar una determinación completa de las
propiedades acústicas de las formaciones tales como la velocidad acústica, el coeficiente de
atenuación, la amplitud y la frecuencia que tengan las diferentes ondas si se combina la
información obtenida junto con las mediciones de las herramientas de densidad.
Generalmente las primeras ondas en arribar a los receptores son las ondas compresionales,
seguidas posteriormente de las ondas híbridas en el caso de que estas puedan presentarse en el
tren de ondas. Al poco tiempo de finalizar estas últimas llegan las ondas transversales o de cizalla
que son seguidas casi inmediatamente por las ondas Rayleigh y las ondas Stoneley (Figura 5.6). De
esta manera se puede decir que es posible obtener todo el tren de ondas completo en los
receptores de las herramientas acústicas solo si la velocidad de cizallamiento de la formación (su
onda S) es mayor a la velocidad del lodo, de tal forma que si dicha velocidad es menor, es decir, si
la velocidad de las ondas de cizalla de la formación son menores a la velocidad del lodo (Vs < Vm),
solo serán captadas las ondas compresionales y las ondas Stoneley.
Figura 5.6 Esquema que representa el tren de ondas completo que puede ser
recibido en el receptor en las herramientas acústicas de porosidad.

144
5.1.1.2 Propagación de las ondas acústicas en los pozos
Las ondas acústicas que se propagan en un pozo son un caso especial dentro de las mediciones
que pueden ser realizables a las ondas acústicas. Existen varias aplicaciones para las mediciones de
ondas acústicas en áreas como la sísmica de superficie y la sísmica de pozo, así como en
herramientas de registros ultrasónicos que son principalmente utilizadas para la generación de
imágenes acústicas, de las cuales se hablará mas a detalle en el Capítulo 7. La principal diferencia
física entre estas mediciones es la frecuencia de la señal utilizada, y por ende la longitud de onda
empleada para la realización de las mediciones acústicas.
La longitud de onda expresada en metros (λ), se encuentra relacionada a la velocidad de
propagación (V en m/seg) y al periodo de la señal (T en seg) por medio de la Ecuación 5.1.
𝛌 = 𝐕 ∗ 𝐓
En particular la longitud de onda, junto con la geometría que tengan los sensores de las diferentes
herramientas acústicas que existen, será lo que controlará la resolución vertical de las mediciones
realizadas por las herramientas (Figura 5.7). Las ondas acústicas se propagan en el pozo como
vibraciones en un medio elástico compuesto por agujero pozo y la(s) formación(es) que le
rodea(n). Cuando el medio en el que se produce el disturbio elástico es uniforme, los rayos
acústicos se propagan en línea recta. Sin embargo, si en su trayectoria la onda acústica se
encuentra con un medio de mayor densidad, por ejemplo el pasar del lodo a la formación, el rayo
u onda acústica cambia de dirección experimentando los efectos de interferencia, difracción,
reflexión y refracción de los rayos de una forma muy similar a como ocurre con los rayos de luz.
La mejor manera de poder entender la propagación sónica es usar la teoría elástica. Como la
longitud de onda de la mayoría de las mediciones sónicas están en el rango de 1 pie, y por lo tanto
es similar o mayor al diámetro que tiene el pozo, tratar de visualizar las ondas sónicas como rayos
Figura 5.7 Rangos de frecuencia y longitudes de onda
típicas de las distintas mediciones acústicas.
Ecuación 5.1

145
cruzando el pozo no es físicamente correcto. La transmisión del sonido de un medio a otro,
dependerá de sus respectivas impedancias acústicas. La impedancia acústica (Z) puede definirse
como el producto de la velocidad de una onda acústica (V), por la densidad del medio en el que
ésta se propaga (ρ) de acuerdo a la Ecuación 5.2.
𝐙 = 𝐕 ∗ 𝛒
Sean por ejemplo, 2 medios M1 y M2, con distintas velocidades V1 y V2 y diferentes impedancias
acústicas Z1 y Z2, siendo la velocidad M1 menor a la del medio M2, y una onda acústica de
compresión incidiendo oblicuamente entre ambos medios con un ángulo αp1, parte de la energía
acústica de la onda original continua viajando a través del segundo medio convirtiéndose en un
rayo de compresión refractado hacia M2 con un ángulo αp2, y el resto de la energía se convierte en
un rayo de compresión reflejada de vuelta en M1 con un ángulo de αp3. Otra parte de la energía
acústica de la onda de compresión se convierte en un rayo de cizallamiento refractado con un
ángulo de αs2 correspondiente a la onda transversal (Figura 5.8). Si el medio no es un líquido o un
gas, también se produce un rayo de cizallamiento reflejado. Si las impedancias acústicas de ambos
medio son iguales, habrá acoplamiento acústico perfecto, de tal manera que no se genera una
onda reflejada. Si ambos medios Z1 y Z2 tienen valores similares, se tendrá un buen acoplamiento,
por ejemplo entre el lodo y arenas no consolidadas. En cambio, dicho acoplamiento será malo
cuando el contraste que se tenga entre sus impedancias acústicas sea grande, por ejemplo,
formaciones con contenido de gas.
Para los registros sónicos se utilizan principalmente las propiedades de los rayos acústicos
refractados. Existe un valor para el ángulo de incidencia “i” conforme éste aumenta,
correspondiente a un valor de 90° del ángulo de refracción. A este ángulo se le llama ángulo crítico
de incidencia ic (Figura 5.9). El ángulo crítico se alcanza cuando el ángulo de refracción es mayor
que el ángulo de incidencia, es decir, es igual a 90°. Mediante la Ley de Snell se establece la
relación entre el ángulo de incidencia y el ángulo de refracción mediante la Ecuación 5.3.
𝐒𝐞𝐧 ( 𝐢 𝐜) =
𝐕𝟏
𝐕𝟐
Ecuación 5.2
Figura 5.8 Geometría que se obtiene de las ondas acústicas propagadas en un pozo.
Ecuación 5.3

146
La onda refractada en ángulo crítico no penetra el segundo medio pero se propaga paralelamente
a lo largo de la interfase entre los medios M1 y M2 (generalmente la frontera entre la pared de
pozo y el lodo) con una velocidad V2 debido a que viaja a lo largo de la interfase pero con la
velocidad del medio infrayacente. Esta onda crítica refractada denominada también como frente
de onda radiará energía hacia el lodo con un ángulo igual al ángulo de incidencia que lo generó a
medida que se desplaza en la interfase. Si el ángulo incidente es mayor que el valor del ángulo
crítico de incidencia, no se produce una refracción, por lo tanto la onda es totalmente reflejada.
La energía que se propaga paralela a la pared de pozo está confinada a unas cuantas pulgadas de
la formación, por lo que la profundidad de investigación de las herramientas acústicas es pequeña
y depende en gran medida de la longitud de onda del sonido emitido.
Una onda compresional que viaja en M1 de menor velocidad genera un frente de onda
compresional y un frente de onda transversal en M2 si el ángulo con el incide la onda es crítico.
Puesto que la velocidad de la onda transversal es menor que la compresional, a partir de la Ley de
Snell se obtiene que el ángulo crítico de de la onda transversal refractada (αsc) es mayor al ángulo
de la onda compresional refractada (αpc) tal como se ilustra en la Figura 5.10.
Figura 5.9 Generación de frentes de ondas en la interfase de los medios M1 y M2 a
partir de la onda acústica que incide en ángulo crítico de refracción.
Figura 5.10 Ángulos críticos de refracción de las ondas compresionales incidentes, que dan
como resultado la formación de los frentes de onda compresionales y transversales.

147
El registro sónico o acústico fue inicialmente desarrollado para realizar determinaciones de las
velocidades sísmicas de las formaciones, de tal manera que su uso contínuo en el desarrollo de las
exploraciones petroleras, permitió visualizar su gran utilidad no solo dentro de los análisis de las
velocidades sísmicas, sino que de ellos era posible obtener también información valiosa sobre la
porosidad en las formaciones. Esto permitió que los registros acústicos se desarrollaran
principalmente con esa finalidad. Los registros sónicos convencionales consisten
fundamentalmente en la medición de las velocidades de las ondas acústicas propagadas en el
pozo. Dichas mediciones son un registro del tiempo requerido por una onda acústica para viajar
cierta distancia a través de las formaciones que rodean el agujero. Este parámetro se encuentra
definido como el tiempo de tránsito acústico, que es el tiempo mínimo requerido por una onda
compresional para recorrer 1 pie de formación, y usualmente queda expresado en unidades de
microsegundos por pie (μseg/ft).
El tiempo de tránsito es el valor recíproco de la velocidad de la onda compresional (Vp), y
dependerá en gran medida de la litología de la roca así como su porosidad, pudiendo ser incluso
de mucha utilidad para realizar interpretaciones de registros sísmicos. La información de la
velocidad de las ondas compresionales y las ondas de cizalla pueden ser además de utilidad para
identificar ciertos tipos de litologías y ciertos tipos de fluidos.
Normalmente los equipos sónicos solo miden el tiempo de tránsito de la primera señal que llega al
receptor, la cual viajó del transmisor a la formación a través del lodo como onda compresional, se
refractó en la formación como onda compresional en ángulo crítico viajando paralelamente a la
pared de pozo, y se refractó nuevamente de la formación al pozo como onda compresional,
llegando finalmente a los receptores. A esta técnica de detección se le conoce como FMD (First
Motion Detection) o detección del primer arribo, y permite únicamente la determinación de las
ondas compresionales, mas no así las ondas restantes del tren de ondas, para las cuales se
emplean otro tipo de técnicas como la STC (Slowness Time Coherence) y la Labeling en las
herramientas sónicas LWD más modernas.
A partir de la obtención del tiempo de tránsito es igualmente posible obtener la porosidad (∅) de
aquellas formaciones que se encuentren consolidadas, así como también de las formaciones no
consolidadas por medio de las Ecuaciones de Wyllie 5.4 y 5.5. Si se conoce el tipo de fluido
existente en los poros de la formación y el tipo de material que constituye la matriz, el tiempo que
le tomará a una onda viajar en la roca (Δt) es proporcional tanto a la cantidad de fluido que se
tenga en el espacio poroso, la cantidad de matriz que tenga la formación, así como también a un
factor de corrección por compactación en las lutitas cercanas (Bcp), quedando expresado como:
∅ =
∆𝐭 − ∆𝐭 𝐦𝐚
∆𝐭 𝐦 − ∆𝐭 𝐦𝐚
∅ =
∗
𝟏
𝐁 𝐜𝐩
; 𝐁 𝐜𝐩 =
∆𝐭 𝐬𝐡
𝟏𝟎𝟎
Ecuación 5.4
Ecuación 5.5

148
Donde:
Δtma y Δtm = tiempo que tarda la onda en pasar a través de la matriz y a través del fluido de
perforación.
Δtsh = tiempo que tarda la onda en pasar a través de las lutitas.
Δt = tiempo que le toma al pulso viajar en la roca, valor que se obtiene de la lectura del registro.
Cabe resaltar que los registros sónicos responden principalmente a la porosidad primaria de las
formaciones. Para formaciones limpias y bien consolidadas con pequeños poros distribuidos
uniformemente tal como puede ocurrir en ciertos tipos de areniscas, las porosidades que pueden
alcanzar pueden ir de un 18% a un 25%, sin embargo, en ocasiones la porosidad puede ser de 30%
y hasta del 35%. En general, tanto el tiempo de tránsito (Δt) como la porosidad de la formación (∅)
pueden ser expresados por medio de la Ecuación linear 5.6. Esta resulta útil para demostrar la
relación entre Δt y ∅ sin embargo, los coeficientes A y B de la ecuación no corresponden a
parámetros físicos bien definidos como lo es la ecuación de Wyllie, sino que su relación se
encuentra determinada empíricamente para cada caso en particular por medio de correlaciones
entre los valores adquiridos en el registro sónico y las porosidades obtenidas de núcleos de fondo
o de pared, las cuales dependerán de la matriz de la roca y la compresibilidad de los poros.
∆𝒕 = 𝑨 + 𝑩∅
En caso de que se tenga presencia de porosidad secundaria en las rocas (tales como
fracturamientos, cavidades y vúgulos), las Ecuaciones de Wyllie permitirán obtener solo una
porosidad aparente de la formación, resultado de la porosidad primaria (intergranular). Si en
consecuencia estos valores son bajos, será debido a la porosidad secundaria. Dichos valores se
pueden comparar con las lecturas de los registros de densidad o los registros de neutrones con los
cuales es comúnmente combinada la herramienta, de tal manera que se puede obtener un orden
de magnitud sobre la porosidad secundaria (∅2) la cual se puede expresar por medio de la
Ecuación 5.7.
∅ 𝟐 = ∅ 𝑻𝑶𝑻𝑨𝑳 − ∅ 𝑺Ó𝑵𝑰𝑪𝑶
En el caso de intervalos constituidos de arenas no consolidadas y mal compactadas, el uso directo
de la Ecuación 5.4 de Wyllie puede presentar valores de porosidad muy altos debido a la falta de
compactación cuando la presión de las capas superpuestas y la del fluido en la formación es menor
al rango de los 4,000 a 5,000 psi. Esta falta de compactación en las arenas puede quedar registrada
en las lutitas adyacentes cuando las lutitas arrojan valores de Δt mayores a los 100μseg/ft, de tal
manera que se utiliza el factor de corrección por compactación de las lutitas (Bcp) tal como se
muestra en la Ecuación 5.5, siendo ΔTsh el tiempo de transito registrado en las lutitas adyacentes.
5.1.1.3 Velocidades acústicas en los diferentes materiales
Las velocidades compresionales (Vp) con las cuales se desplazan las ondas acústicas en los
materiales dependen básicamente de si estos tienen porosidad, o bien, si no la tienen. En los
Ecuación 5.7
Ecuación 5.6

149
materiales cuya porosidad es nula, las velocidades de propagación de las ondas acústicas
dependen directamente de su composición química o mineralógica, de tal manera que ni la
presión absoluta ni la temperatura les afectan considerablemente. En los materiales porosos por
otro lado como lo son la gran mayoría de las formaciones sedimentarias, dichas velocidades
dependen principalmente de la magnitud y distribución de la porosidad, la presión diferencial, la
naturaleza de los fluidos que llenan los poros y la compactación.
Tratándose de las formaciones sedimentarias que constituyen los reservorios de hidrocarburos, la
velocidad con la que se propaga el sonido en éstas depende además de diversos factores tales
como el material que constituye a la matriz y las propiedades elásticas de la misma, ya sea para
una arenisca, una caliza porosa o una dolomita. En las tablas 5.1 y 5.2 se presentan los rangos de
valores típicos de las velocidades de compresión medidas en varios materiales porosos y no
porosos, que generalmente constituyen los sólidos o la matriz de las rocas, así como el tiempo de
tránsito correspondiente a la tubería de revestimiento. Las velocidades de cizallamiento para estos
mismos materiales son, en general, del orden de la mitad de las velocidades de compresión.
Material Vma (pies/seg) Δtma (μseg/pie)
Anhidrita 20,000 50.0
Calcita 20,120 49.7
Dolomita 23,000 43.5
Yeso 19,000 52.6
Sal 15,000 66.6
Cemento 12,000 83.3
Acero (espesor
infinito)
20,000 50.0
Tubería 17,500 57.0
Dolomía 23,000 43.5
Calizas 21,000-23,000 43.5-47.6
Areniscas 18,000-19,500 51.0-55.5
Arenas (no
consolidadas)
9,000-11,500 86.9-111.1
Lutitas 5,900-17,000 60-170.0
Por otro lado, las velocidades de compresión de las ondas acústicas en los líquidos dependen
directamente de su densidad, y en el agua particularmente, también debido a otros factores tales
como la temperatura, la salinidad y la presión a la que pueda estar sometida. Mientras que en los
aceites, dichas velocidades además de ser menores que la del agua, éstas se encuentran sujetas a
Tabla 5.1 Velocidades de compresión y tiempos de tránsito de los minerales
y sólidos no porosos más comunes (Schlumberger, 2008).
Tabla 5.2 Velocidades de compresión y tiempos de tránsito de las rocas porosas más
comunes en las formaciones sedimentarias (Schlumberger, 2008).

150
factores tales como su composición química, gas en la solución, temperatura y presión del aceite.
En la Tabla 5.3 se muestran los valores típicos de las velocidades de compresión en los fluidos, así
como el tiempo de tránsito característico de los fluidos más importantes que podemos encontrar
en las formaciones sedimentarias en el subsuelo.
Agua pura 4,380 207.0
Aceite 4,200 238.0
Agua salada 5,200 192.3
Agua promedio 5,300 189.0
Lodo de
perforación
4,870 205.3
Como se puede observar de las 2 tablas anteriores, es evidente que la velocidad acústica depende
en gran medida de la porosidad y la compactación de las rocas y los materiales. A mayor porosidad
hay una mayor cantidad de fluidos desacelerando las ondas, y por ende, el tiempo de tránsito en
ellos es más corto. Mientras que a mayor compactación y consolidación de las rocas, dichos
tiempos se incrementan al existir poco caminos por donde pueda ser atenuada la señal (baja o
nula tortuosidad). En los gases, las velocidades de compresión de las ondas acústicas son incluso
aun más lentas en comparación con las velocidades que se obtienen en los líquidos y en los
sólidos. En la Tabla 5.4 se muestran los valores típicos alcanzables para los gases más comunes.
5.1.1.4 Descripción de la medición del tiempo de tránsito
El propósito de las herramientas sónicas de porosidad se centra en la medición del tiempo que le
toma a un pulso acústico viajar desde un transmisor hasta un receptor o varios receptores
colocados a cierta distancia del transmisor. Esto se logra utilizando generalmente una fuente de
emisión que va centrada en el agujero, tal como se ilustra en la Figura 5.11, y uno o varios
receptores en la herramienta que le permitan la detección de las ondas compresionales (P) de las
formaciones. Ya que los fluidos en el pozo no son capaces de generar una onda de cizallamiento
por todos los factores descritos con anterioridad, la fuente acústica de transmisión (T) que es más
Aire 1,088 919.0
Hidrógeno 4,250 235.3
Metano 1,600 626.0
Etano 1,010 989.6
Dióxido de
carbono
850 1,176.5
Tabla 5.3 Velocidades de compresión y tiempos de tránsito de las ondas acústicas en los fluidos
que pueden estar presentes en las formaciones sedimentarias (Schlumberger, 2008).
Tabla 5.4 Características de los gases (Schlumberger, 2008).

151
frecuentemente empleada es un transductor de presión monopolar omnidireccional (se propaga
de la misma forma en todas las direcciones del pozo) que emite pulsos de presión compresionales
por medio del lodo de perforación, a frecuencias que pueden variar de entre los 10 y los 40 kHz.
Comúnmente los transductores transmisores y receptores se encuentran colocados a lo largo del
eje de las herramientas acústicas, y funcionan bajo un mismo comportamiento de ciertos
materiales. Estos pueden ser de 2 tipos: piezoeléctricos y magnetostrictivos. Los primeros son los
más comunes y se encuentran constituidos por cristales de cuarzo o titanato de bario (BaTiO2) que
permiten el que puedan modificar su volumen una vez que son excitados por medio de un pulso
eléctrico, generando así ondas elásticas o perturbaciones de presión que se convierten en señales
eléctricas. Por otro lado, los transductores magnetostrictivos son aleaciones de metales tales
como el níquel, el cobalto y el hierro, que permiten el que puedan cambiar su volumen cuando
son sometidos a un campo magnético, generando de esta manera un pulso de presión y un campo
magnético cuando son sometidos a un estrés compresional.
El transductor de transmisión comúnmente es activado desde superficie por medio de un pulso
eléctrico o un pulso magnético, generando con ello ondas acústicas de compresión en forma de
vibraciones ultrasónicas que se propagan uniformemente en todos las direcciones alrededor del
agujero hacia las formaciones, mientras que el o los transductores receptores igualmente
piezoeléctricos, son activados por medio de las ondas acústicas, generando con ello un voltaje o
un campo magnético que es convertido posteriormente a voltaje, y es transmitido a superficie.
5.1.1.5 Herramientas acústicas de porosidad
Para el año de 1957, habiendo concedido la licencia de Humble Oil Research, la compañía
Schlumberger introdujo la primera herramienta sónica denominada, herramienta de adquisición
de registros de velocidad o VLT (Velocity Log Tool) por sus siglas en inglés. La primera sonda sónica
o acústica de porosidad se encuentra constituida por medio de 1 solo transmisor y 1 solo receptor,
Figura 5.11 Camino que siguen los frentes de onda compresionales y transversales en el agujero.

152
y funciona bajo el principio acústico de producir un pulso de presión en el transmisor alojado a
cierta distancia del receptor, siendo las trayectorias seguidas por el sonido, las distancias A y C a
través del lodo con una velocidad de Vm y la distancia B a través de la formación con la velocidad
de la formación V tal como se ilustra en la Figura 5.12. La medición del tiempo de tránsito o
retardo de las ondas acústicas quedará expresada de la siguiente manera por la Ecuación 5.8.
∆𝒕 =
𝑨
𝑽 𝒎
+
𝑩
𝑽
+
𝑪
𝑽 𝒎
Posteriormente se introdujo una nueva herramienta sónica de porosidad que utiliza un sistema de
receptores duales, esto para eliminar el efecto que tiene el tiempo de tránsito del lodo de
perforación en las mediciones realizadas por la herramienta (Figura 5.12). La herramienta se
encuentra constituida por medio de 1 transductor transmisor y 2 o 3 transductores receptores
alojados a 3, 4 y 6 pies de distancia del transmisor. El transmisor emite ondas acústicas a 10
ciclos/segundo en donde los primeros arribos de las ondas acústicas que llegan a los detectores
permitirán la elaboración de la respuesta de las formaciones en el agujero. Con este sistema lo que
se hace es usar la diferencia de los tiempos de transito medidos por cada uno de los receptores
(Ecuaciones 5.9 y 5.10), de manera que puede ser cancelado el tiempo de transito del lodo.
𝒕𝟏 =
𝑨
𝑽 𝒎
+
𝑩
𝑽
+
𝑪
𝑽 𝒎
, 𝒕𝟐 =
𝑨
𝑽 𝒎
+
𝑩
𝑽
+
𝑫
𝑽
+
𝑬
𝑽 𝒎
𝒕𝟐 − 𝒕𝟏 =
𝑫
𝑽
; ∆𝒕 =
(𝒕𝟐 − 𝒕𝟏)
𝑳 𝑺 = 𝑫
=
𝟏
𝑽
Ecuación 5.8
Ecuación 5.9
Ecuación 5.10
Figura 5.12 Esquema que muestra la configuración de las herramienta acústicas que
operan con un sistema de 1 transmisor-1 receptor, y la que opera con receptores duales
(Modificado de Bassiouni, 1994).

153
5.1.1.5.1 Herramienta sónica compensada por efecto del agujero (BHC)
En muchos casos es común que puedan presentarse irregularidades en los agujeros perforados en
la búsqueda de hidrocarburos ya sea debido a ensanchamientos, derrumbes, presencia de
cavernas o bien, posibles bamboleos de las herramienta acústicas en el pozo. Esto provoca errores
en las mediciones del tiempo de tránsito de las formaciones (Δt), producto de viajes desiguales de
las ondas refractadas en el lodo hacia los receptores. Debido a efectos como estos incluso aquellas
herramientas convencionales mencionadas con anterioridad que cuentan con sistemas de
receptores duales, no logran eliminar por completo el error producido por efecto del lodo de
perforación sobre las ondas acústicas. Fue debido a estos inconvenientes que surgió en el año de
1964 otro tipo de herramienta sónica con un nuevo sistema de medición, que permite suprimir los
posibles errores en las mediciones. Esta nueva herramienta llamada BHC (Borehole Compesated) o
registro sónico compensado por efectos del agujero, fue patentada por la compañía Schlumberger
a mitades de los 60´s, y se utilizo ampliamente durante poco más de 20 años.
La BHC permite compensar la mayor parte de las irregularidades del diámetro de pozo, e
inclinación de la herramienta al incorporar un sistema de 2 transmisores electroacústicos, uno en
la porción superior de la herramienta y otro en la porción inferior de la misma, así como 4
receptores electroacústicos alojados equidistantemente entre los transmisores. Estos permiten
convertir la energía eléctrica en energía acústica o inversamente. La distancia existente entre cada
uno de los transmisores al receptor más cercano es de 3 pies, mientras que la distancia entre los
arreglo de receptores es de 2 pies. Esto permite que los viajes desiguales de la trayectoria de las
ondas acústicas puedan ser compensados por medio del sistema invertido de receptores tal como
se ilustra en la Figura 5.13. La herramienta lo que medirá, será el tiempo Δt que tarda la onda
acústica en recorrer, en la formación, una distancia igual a la separación entre receptores, y
aunque teóricamente siempre va centrada en el agujero, en ocasiones se puede generar cierto
bamboleo en ella a medida que se están tomando los registros sónicos.
Dicho efecto repercute en las mediciones del tiempo de tránsito de las formaciones, sin embargo
la herramienta BHC fue diseñada principalmente con el propósito de cancelar los errores
atribuidos a las irregularidades del agujero gracias a que las mediciones del tiempo de tránsito se
realizan de forma alterna (Figura 5.13). Los transmisores son activados eléctricamente emitiendo
una sucesión de ondas acústicas compresionales en todas direcciones de forma alterna, y los
valores del tiempo de transito Δt son leídos en los pares de receptores igualmente de forma
alterna, permitiendo así el que puedan ser promediados automáticamente por una computadora
en superficie para compensar los efectos del agujero, así también integrando los tiempos de
tránsito para calcular el tiempo de tránsito total en microsegundos por pie (μseg/pie).
Normalmente los transmisores en la BHC utilizan pulsos acústicos con frecuencias que van de los
20 a los 40 kHz, permitiendo que la BHC tenga una resolución vertical del 24”, y una profundidad
de investigación de 5” que es básicamente el espaciamiento que existe entre receptores-
transmisores para que pueda haber una cancelación satisfactoria de las mediciones.

154
Las velocidades del sonido en el material del que está constituida la herramienta y el lodo de
perforación, son menores a la velocidad de la formación. En consecuencia, llegaran primero a los
receptores la energía acústica que viaja a través de la formación. Con ello, el tiempo de tránsito
obtenido para la herramienta BHC se puede obtener por medio de la Ecuación 5.11.
∆𝒕 𝑩𝑯𝑪 =
(𝒕 𝟒 − 𝒕 𝟐) + (𝒕 𝟏 − 𝒕 𝟑)
𝟒
Junto con la tecnología de la BHC, surgió igualmente la capacidad de poder visualizar la forma de
las ondas registradas en un osciloscopio instalado en el camión de adquisición de registros, de tal
manera que en la pantalla aparecían no solo los arribos de las ondas compresionales (P), sino
también los arribos de las ondas transversales (S) y las ondas secundarias. Sin embargo, una de las
grandes desventajas de la herramienta BHC era su incapacidad para medir con precisión el tiempo
de tránsito de un estrato de la formación en zonas invadidas, alteración de lutitas y daño inducido
por la perforación. Del mismo modo el espaciamiento que existe entre los transmisores y los
receptores (3 a 5 pies) capturaba solamente las ondas que se propagaban en la zona alterada
(zona de invasión), dejando sin explorar la zona inalterada o virgen de las formaciones.
5.1.1.5.2 Herramienta sónica de espaciamiento largo (LSS)
Fue debido a las limitantes que tenía la herramienta BHC que Schlumberger patento una nueva
herramienta denominada LSS (Long Spaced Sonic) o herramienta sónica de espaciamiento largo.
Figura 5.13 Esquema que muestra la configuración del sistema de transmisores y receptores
duales con los que opera la herramienta sónica BHC, así como el principio de medición que rige la
geometría de las ondas acústicas en situaciones normales y cuando existe bamboleo en la
herramienta (Modificado de Schlumberger, 2008).
Ecuación 5.11

155
Esta nueva herramienta se encuentra constituida por medio de 2 transmisores monopolares con
un espaciamiento de 2 pies entre ellos en la porción inferior de la herramienta, y 2 receptores en
la porción superior con un espaciamiento de 2 pies. La distancia que existe entre el transmisor
superior y el receptor inferior es de 8 pies, lo que permite que se puedan realizar mediciones de Δt
con espaciamientos de 8, 10 y hasta los 12 pies, de tal manera que se puede aumentar
considerablemente la profundidad de investigación y minimizar las alteración que se puedan
presentar por parte de la formación.
Un rasgo particular de la herramienta LSS es que esta no permite realizar directamente una
compensación por efectos de pozo del mismo modo a como lo hace la BHC, ya que no existen
transmisores por encima de los receptores, esto para mantener la longitud de la herramienta
dentro de los límites técnicos aceptables. Para solucionar el problema de posibles errores por
efecto de pozo en la LSS, se realiza una compensación dinámica “derivada de profundidad” o
DDBHC (Depth Derived BHC) que consiste en combinar las mediciones de los tiempos de transito
por medio de secuencias completas transmisor-receptor a 2 diferentes profundidades dentro del
pozo, la cual es comúnmente de 10 pies (Figura 5.14). De esta manera el valor del tiempo de
tránsito compensado puede ser calculado por medio de la Ecuación 5.12 de la siguiente manera.
∆𝒕 𝑳𝑺𝑺 =
(𝒕 𝟏 − 𝒕 𝟐) + (𝒕 𝟒 − 𝒕 𝟑)
𝟒
Figura 5.14 Esquema que muestra la configuración de la herramienta LSS de la compañía
Schlumberger, así como la manera en que esta realiza la compensación dinámica derivada de
profundidad por medio del método DDBHC. (Modificado de Rider, 2000).
Ecuación 5.12

156
Esto permite que la LSS sea una opción viable para adquirir registros sónicos en agujeros de gran
tamaño, formaciones areno-arcillosas pobremente consolidadas o arcillas lentas y susceptibles a
reaccionar con el lodo de perforación.
Primeramente se realiza una medición en modo "receptor", de donde se obtiene un ΔtR de la resta
de los tiempos de arribo entre los 2 receptores para un pulso emitido por un transmisor común
lejano (Figura 5.14a). Posteriormente cuando la herramienta se mueve hacia arriba y los
transmisores quedan ahora frente a la zona de medición en donde estaban antes los receptores,
se realiza una medición en modo “transmisor” obteniéndose un ΔtT de la resta de los tiempos de
arribo de cada transmisor a un receptor común ubicado en la porción superior de la herramienta
(Figura 5.14b). Esto implica el que la herramienta se tenga que mover razonablemente uniforme
para poder asegurar una buena medición, lo cual es equivalente a medir la diferencia en tiempos
de arribo entre 2 receptores frente a la zona que se quiere medir, y un transmisor común ubicado
por encima de estos.
5.1.1.5.3 Herramienta de velocidad sónica de forma de onda completa (Array-Sonic Service)
Para finales de los años 70´s y principios de los años 80´s, gracias a los enormes avances
tecnológicos que se comenzaron a generar de forma continua en materia de equipos de computo
y la tecnología de procesamiento de las señales, fue finalmente posible el evaluar por separado los
componentes adicionales de los arribos de las ondas posteriores a las ondas compresionales en
forma de paquetes de energía reconocibles, especialmente la onda de cizallamiento y la onda
Stoneley en las herramientas acústicas. Fue entonces que Schlumberger introdujo a principios de
los 80´s una nueva herramienta denominada herramienta de velocidad sónica de forma de onda
completa o ASS (Array Sonic Service).
La herramienta se encuentra constituida por medio de 2 transmisores monopolares y 2 receptores
con una disposición muy similar a la que utiliza la herramienta LSS (de 2”), pero con un
espaciamiento entre transmisor-receptor igual al que se tiene en la herramienta BHC (de 3”).
Además del los transmisores y receptores, existe también una sección por encima de estos
constituida por un arreglo lineal de 8 receptores equi-espaciados cada 0.5 pies, con una apertura
total de 3.5 pies, lo que permite la adquisición de un mayor muestreo de las ondas acústicas
completas de las formaciones (Figura 5.15).
La herramienta ASS permitía obtener mediante técnicas convencionales de detección del primer
arribo, Δt´s con espaciamientos de 3 y 5 pies al igual que lo realiza la BHC, así como también Δt´s
de 8, 10 y 12 pies al igual que la LSS, operando a una única relativamente alta frecuencia de 10 a
15 kHz. Adicionalmente, mediante un procesamiento denominado STC o tiempo de retardo
coherente, se podían obtener las velocidades compresionales de las ondas, y en ciertos casos las
velocidades de las ondas transversales y las ondas Stoneley. Un rasgo particular de la herramienta
ASS al igual que la LSS y la VLT, es que todas utilizan transmisores monopolares para la generación
de las ondas acústicas, de tal manera que la detección de las ondas transversales u ondas S solo es

157
posible en formaciones rápidas. Ademas, para obtener la onda Stoneley era necesario aplicar un
fuerte filtrado, ya que esta onda concentra su mayor energía por debajo de los 2 kHz.
Fue principalmente debido a las limitantes que tenían las herramientas anteriores que surgieron a
principios de la década de los 90´s, una nueva generación de herramientas sónicas de porosidad
conocidas como herramientas digitales de 2da. generación o herramientas multipolares. Estas
nuevas herramientas tienen la capacidad de combinar mediciones monopolares y dipolares
operando a frecuencias que pueden ser programables. La principal representante de este tipo de
herramientas la constituye la DSI (Dipolar Shear Sonic Imager) o herramienta sónica dipolar
generadora de imágenes que emplea fuentes de transmisión monopolares y dipolares, esto para
poder medir la velocidad de cizallamiento en formaciones lentas.
5.1.1.5.4 Herramienta sónica dipolar generadora de imágenes (DSI)
Todas las herramientas anteriores a la DSI utilizan fuentes de transmisión monopolares, de tal
manera que el pulso de presión emitido es de tipo omnidireccional, es decir, las ondas se
Figura 5.15 Esquema que muestra la configuración de la herramienta ASS de Schlumberger

158
propagan en forma radial de la misma forma en todas direcciones en el agujero (Figura 5.16a).
Este tipo de transmisor no permite medir la velocidad de cizalla en formaciones lentas tal y como
ya se mencionó con anterioridad, en donde se cumple que ΔtS en la formación es mayor al Δtf. En
estos casos no se genera un frente de onda en el pozo correspondiente a la onda transversal, por
lo que la información de la onda de cizalla no está presente en las formas de onda que llegan a los
receptores de las herramientas. Debido a ello es que se comenzó a utilizar otro tipo de excitación
en las herramientas digitales DST (Digital Sonic Tools) a principios de los 90´s, tal y como son las
mediciones combinadas de tipo monopolar y dipolar, esto para poder obtener la velocidad de
cizallamiento y de compresión en formaciones lentas.
Fuentes de 2 puntos o polos, ubicadas en forma contigua y vibrando con una fase opuesta
constituye una fuente de transmisión dipolar. Dichas fuentes pueden ser 2 transductores
monopolares colocados en forma opuesta uno del otro. La onda de presión resultante es tal que
resulta positiva o “empuja” de un lado del pozo mientras que resulta negativa o “jala” del lado
opuesto de forma muy similar a como funciona un pistón mecánico (Figura 5.16b). Un transductor
dipolar puede ser construido como una especie de “parlante” con un elemento móvil montado en
membranas oscilantes alrededor de magnetos fijos. Si se le aplica una corriente alterna (AC) a las
bobinas enrolladas alrededor del elemento móvil, se genera el movimiento “positivo-negativo”
que es transmitido al lodo de perforación a través de las membranas, y luego a las paredes del
agujero. Esto permite que las formaciones alrededor de la herramienta DSI se muevan o flexionen
lateralmente, y que esta flexión se propague axialmente a lo largo del pozo (Figura 5.17).
Figura 5.16 Esquema que muestra los distintos tipos de transductores que pueden ser empleados
en las herramientas sónicas de porosidad (Modificado de Schlumberger, 2008).
Figura 5.17 Esquema que muestra el cómo opera un transductor dipolar en la herramienta DSI
así como la propagación flexural de las ondas en el agujero (Modificado de Serra, 2008).

159
Hoy en día muchas de las herramientas acústicas más modernas son las que se utilizan en las
plataformas de registros durante la perforación LWD (Logging While Drilling), de las que se
hablará más a detalle en el Capítulo 8. Estas emplean una fuente de 4 polos centrales, 2 en fase
sobre una diagonal y 2 fuera de fase en otra diagonal, constituyendo un cuadripolo (Figura 5.16c).
La configuración común de la herramienta digital DSI se basa en contar con una sección de
transmisores entre los cuales se tienen un transductor monopolar piezoeléctrico y 2 transductores
dipolares electrodinámicos orientados en direcciones perpendiculares entre sí.
El principio de medición con el que opera la herramienta DSI es muy similar al llevado a cabo por
las herramientas acústicas convencionales. Este consta de emitir pulsos eléctricos de diferentes
formas y frecuencias para producir las ondas compresionales y transversales en las formaciones a
través de un pulso sónico emitido por el transductor monopolar a frecuencias que oscilan entre los
10 y 12 kHz, mientras que para producir las ondas Stoneley se utiliza un pulso sónico de baja
frecuencia (de 1 kHz) para maximizar la energía de este modo. Por otro lado, los transmisores
dipolares de la DSI operan igualmente a bajas frecuencias de 2 kHz para excitar las ondas
flexurales.
Ambos tipos de transmisores (monopolar y dipolares) pueden operar a frecuencias incluso aun
más bajas que las normales en caso de formaciones extremadamente lentas, esto para poder
obtener la velocidad de cizallamiento.
La sección que aloja a los receptores de la herramienta DSI tiene un arreglo de 8 receptores
espaciados 6” entre sí, separados a 9” del transmisor monopolar y a 11.5” de los transductores
dipolares. De esta manera se pueden registrar 8 formas de onda utilizando 4 modos básicos de
operación que son:
• Dipolo inferior.
• Dipolo superior.
• Modo monopolar de baja frecuencia (Stoneley) y
• Modo monopolar de frecuencia normal (Compresional y transversal).
Para cada modo la señal de los 8 receptores es ajustada en amplitud con un control automático de
ganancia (AGC, Automatic Gain Control) y se digitaliza en la sonda antes de ser transmitidas a
superficie. También es posible registrar un modo especial con los dipolos grabando las formas de
onda recibidas tanto en los receptores en línea como los cruzados para cada dipolo. Este
modalidad se denomina BCR (Both Cross Receivers) y comúnmente puede se empleada para la
evaluación de anisotropía al ser adquiridas un total de 32 formas de onda por medio de 4 disparos
(2 para cada transmisor dipolar). Normalmente antes de efectuar la evaluación del tiempo de
tránsito interválico de todos los trenes de ondas adquiridas, se emplean filtros “pasabanda” que
permiten realzar la señal dentro de todo el tren de ondas, esto para reducir el ruido y los arribos
no deseados.

160
5.1.1.5.4.1 Evaluación del tiempo de tránsito coherente
La evaluación del tiempo de tránsito interválico o tiempo de tránsito coherente es un método que
fue propuesto originalmente por la compañía Schlumberger para la evaluación de los tiempos de
llegada de las ondas acústicas. Dichos tiempos en las formas de onda se incrementan al
incrementar la distancia que existe entre transmisores-receptores para las distintas herramientas
sónicas de porosidad abarcadas en este capítulo. La pendiente de una línea dibujada sobre el
arribo de una misma componente de onda (ya sean las ondas compresionales, las ondas de cizalla
o las ondas Stoneley), representa en cada una de estas un cociente entre el tiempo y la distancia
que puede ser expresado en μseg/ft. Ésta pendiente denominada move-out, representa el tiempo
de tránsito interválico (o retardo) de la componente sobre el intervalo cubierto por el arreglo de
receptores.
Esta técnica de procesamiento denominada STC (Slowness Time Coherence) está basada en el
algoritmo de semblanza, que se encarga de encontrar estas pendientes o velocidades en forma
automática, buscando componentes coherentes al ir barriendo todas las pendientes posibles en el
arreglo de forma de ondas. Para ello, a cada profundidad se posiciona una ventana que se va
moviendo linealmente en el tiempo a través de los trenes de ondas, valorando su pendiente.
El movimiento de dicha ventana comienza siempre con el movimiento de las ondas más rápidas
correspondientes a las ondas compresionales, hasta llegar a las ondas más lentas
correspondientes a las ondas Stoneley. Cuando la ventana de tiempo y su movimiento se alinean
con los correspondientes tiempos de arribos o retardos de algún componente de la onda en
particular sobre el intervalo cubierto, permite que se pueda obtener una coherencia o semblanza
con un alto grado (Figura 5.18). Una vez que se barrieron todas las pendientes para una
determinada posición en tiempo, se desplaza la ventana a otro tiempo y se repite el
procedimiento.
Figura 5.18 Esquema que representa el funcionamiento del algoritmo de semblanza para la
evaluación del tiempo de tránsito interválico (STC).

161
La forma más común de poder representar los valores de coherencia obtenidos de las ventanas de
tiempo a una determinada profundidad es por medio de los gráficos de contorno, que es una
gráfica en donde cada punto representa el valor de coherencia para un determinado tiempo de
arribo y pendiente, en donde los máximos de coherencia se alinean manteniendo cierta
continuidad en función de la profundidad, que pueden ser identificados como la componente
compresional y la componente de cizalla de la formación. El último paso para obtener la curva
continua del tiempo de transito compresional (ΔtC) o del tiempo de transito transversal (ΔtS) en
función de la profundidad, es unir los máximos de coherencia obtenidos con una línea mediante
un proceso denominado Labelling.
5.1.1.5.4.2 Aplicaciones de la herramienta DSI
Entre las principales aplicaciones que tiene la herramienta DSI, aparte de los usos tradicionales
que tienen los datos compresionales tal y como lo hacen las herramientas sónicas de porosidad
convencionales, destacan:
• Análisis de propiedades mecánicas: análisis de la estabilidad de pozo, análisis de
estabilidad de disparos y arenamiento, así como diseño de fracturas hidráulicas.
• Evaluación de las formaciones: detección de intervalos con gas, detección y evaluación de
fracturas naturales e indicación cuantitativa de la permeabilidad.
• Interpretaciones geofísicas: sismogramas sintéticos de onda P y S, diseño de VSP (Vertical
Seismic Profiling) y calibración de modelos para análisis AVO (Amplitude Variation with
Offset).
• Análisis de anisotropía de onda S: combinando la información de anisotropía con otros
datos petrofísicos, geológicos y de ingeniería de yacimientos, es posible desarrollar una
gran variedad de aplicaciones con dicha información en aspectos como: diseño de
disparos orientados, optimización de la distribución de pozos en un campo, detección de
zonas fracturadas en agujero descubierto o bien a través de la tubería de revestimiento,
así como la determinación de la trayectoria más estable en pozos que se estén llevando a
cabo con un gran ángulo de desviación, o bien, en pozos horizontales. Esta última
aplicación es de gran importancia dentro de los registros LWD.
5.1.1.5 Escaner sónico (Sonic Scanner)
La herramienta de escáner sónico o Sonic Scanner es una de las herramientas acústicas de
porosidad más nuevas con las que cuenta la compañía Schlumberger para la evaluación del tiempo
de transito de las formaciones (tanto la evaluación de la onda de cizalla como la onda transversal).
Esta herramienta tiene la gran particularidad de utilizar fuentes acústicas dipolares, así como
también mediciones acústicas utilizando fuentes monopolares, de manera que se pueden realizar
mediciones tipo radial, azimutal y axial del agujero, esto para probar el tiempo de transito tanto
en las cercanías del pozo, como en zonas más adentro de la formación, con una profundidad de
investigación de aproximadamente 3 veces el tamaño que tenga el agujero en donde se esté

162
tomando el registro. Entre las principales aplicaciones que tiene la herramienta de escáner sónico
en la evaluación de las formaciones a profundidad, se tienen las siguientes:
• Geofísicas: mejora el análisis sísmico en 3D.
• Geomecánicas: analiza la mecánica de la roca, determina la presión de poro, evalúa la
ubicación y estabilidad del pozo.
• Caracterización del reservorio: identifica zonas gasíferas, mide la movilidad, identifica
fracturas abiertas, maximiza la perforación selectiva para el control de arena, optimiza el
fracturamiento hidráulica.
• Integridad del pozo: evalúa la calidad de la cementación.
5.1.2 Presentación de los registros sónicos de porosidad
Las velocidades sónicas en las litologías comunes de las formaciones varían comúnmente entre los
6,000 y 23,000 pies/seg, o bien entre 1,800 a 7,000 m/seg. Sin embargo, para evitar fracciones
decimales pequeñas es muy común que dicho valor se convierta al inverso de la velocidad en
microsegundos por pie (μseg/ft), donde 1 microsegundos equivale a 1x10-6
segundos. Dicho valor
es a lo que se le conoce como tiempo de tránsito y se simboliza como Δt en los registros, cuya
escala de representación común va de los 40 μseg a los 140 μseg en los registros sónicos de
porosidad (Figuras 5.19 y 5.20).
La curva del tiempo de tránsito Δt y la curva de porosidad (∅) por lo general son graficadas de
forma lineal en las columnas 2 y 3 del registro si este se adquiere de forma aislada, mientras que
en la primera columna del registro es muy común tener siempre una curva calliper y un rayos
gamma. En ocasiones es posible tener un SP en lugar de un rayos gamma, pero debido a que el
metal con el que se encuentra construida la herramienta se encuentra muy cerca del electrodo del
SP, dichos valores solo pueden ser de utilidad para obtener correlaciones mas no para representar
una respuesta confiable de las formaciones.
Es común que los registros de porosidad no se tomen de forma aislada, sino que son combinados
casi siempre juntos con las respuestas de resistividad de las herramientas eléctricas, y pueden
combinarse del mismo modo con la gran mayoría de las herramientas de registros que existen
tales como las herramientas de densidad, de neutrones, rayos gamma espectral, SP, etc. de tal
manera que el tiempo de tránsito de las formaciones obtenido por medio de las herramientas
acústicas irá graficado linealmente casi siempre en la tercera columna de los registros. Junto con
esto, un tiempo de tránsito integrado (Integrated Transit Time TTI) es registrado simultáneamente
en los registros sónicos de porosidad sobre la escala vertical representativa de la profundidad en
escala de milisegundos. Este es un indicador de un aumento de 1 milisegundo de tiempo de
tránsito total mediante una serie de marcas (pips), por lo que para poder obtener el Δt entre 2
profundidades solo se necesita contar las marcas.

163
Figura 5.19 Ejemplo de un registro sónico de porosidad donde se comparan las respuestas del
tiempo de tránsito obtenido por medio de una herramienta BHC con un espaciamiento de 3 a 5”
y una LSS con un espaciamiento de 8 a 10” en una secuencia de arenas/lutitas en un pozo en
Lousiana en el Golfo de México (Modificado de Bassiouni, 1994).

164
5.1.3 Correcciones a los registros sónicos
En cuanto a las correcciones que se le realizan a las mediciones de Δt obtenido por medio de las
herramientas acústicas, destacan principalmente la corrección por compactación, la corrección
por efecto de lutitas y la corrección por efecto de hidrocarburos.
• Corrección por compactación: la corrección por compactación es un caso particular de
aquellos intervalos que se encuentran constituidos de arenas no consolidadas y mal
compactadas (formaciones someras), así como formaciones que muestren presiones
anormales. Generalmente se asume que las propiedades elásticas de las rocas son
independientes de la compactación cuando la presión de las capas superpuestas y la del
Figura 5.20 Ejemplo de un registro sónico de porosidad donde se comparan las respuestas del
tiempo de tránsito obtenido por medio de una herramienta BHC y una LSS para la detección de
zonas arcillosas alteradas (Modificado de Bassiouni, 1994).

165
fluido en la formación son menores al rango de los 4,000 a 5,000 psi. Si la roca se
encuentra a presiones menores, el valor del tiempo de tránsito aparente medido por
medio de la Ecuación 5.4 de Wyllie puede presentar valores de porosidad muy altos, más
que lo esperado por la falta de compactación. Debido a esta falta de compactación en las
arenas, se utiliza un factor de corrección por compactación en las lutitas adyacentes
cuando estas arrojan valores de Δt mayores a los 100 μseg/ft, tal como se mostró en la
Ecuación 5.5 de Wyllie.
• Corrección por contenido de lutita: el efecto que tienen las lutitas sobre el registro sónico
depende principalmente de cómo se encuentren éstas distribuidas en las arenas. Si la
distribución corresponde a secuencias laminadas alternas de arenas y lutitas, las
propiedades totales de la arena lutítica serán proporcionales al contenido de arena limpia
y de la lutita. Si la lutita se encuentra dispersa en toda la arena, su comportamiento sobre
el registro sónico es muy similar al de un líquido, de tal forma que el valor aparente del
tiempo de transito de la lutita dispersa en la arena (∆tsh), será más alto que el de la capa
gruesa de lutita adyacente a la arena arcillosa. Algunos autores sugieren la siguiente
Ecuación 5.13 para obtener la porosidad corregida por efecto de lutita.
∅ =
∗
𝟏
𝟐 − 𝛂
; 𝛂 =
𝐏𝐒𝐏
(𝟏 − 𝐕𝐒𝐡)
Donde:
PSP = potencial pseudo estático de la formación que es básicamente el valor de SP reducido por la
arcilla en una zona arcillosa.
Vsh= volumen de arcilla que puede ser obtenido mediante la curva del registro de rayos gamma.
α = representa la relación existente entre el PSP (o potencial estático) y la arcillosidad de la
formación, de tal manera que se utiliza como indicador de arcillocidad
• Corrección por contenido de hidrocarburos:
Si la arena es limpia, contiene hidrocarburos y la invasión del filtrado del lodo no es muy profunda,
los tiempos de tránsito pueden resultar muy altos, y por lo tanto, también la porosidad calculada
mediante la Ecuación 5.4 después de haber corregido por efecto de compactación, ya que esta
ecuación solo supone que el fluido en los poros de la roca es agua. La presencia de hidrocarburos
solo tiene efecto en el tiempo de tránsito cuando estas no se encuentran compactadas, es decir,
cuando Bcp > 1. En el caso de presencia de gas, se aplica un factor de corrección de 0.5 a 0.7, y de
0.8 a 0.9 si las arenas contienen aceite, a los valores previamente corregidos por compactación.
En el caso de arenas arcillosas con contenido de hidrocarburos, la Ecuación 5.13 tiende a corregir
tanto por contenido de lutita como por contenido de hidrocarburos, ya que la presencia de
hidrocarburos en los intervalos arcillosos tiende a reducir el valor del PSP o potencial estático
(Capítulo 3.1), y por lo tanto el de valor de α.
Ecuación 5.13

166
5.1.3.1 Factores que afectan las mediciones de las herramientas acústicas
La medición del tiempo de tránsito y la amplitud de las ondas acústicas efectuadas por las
herramientas sónicas de porosidad se encuentran comúnmente regidas por numeroso parámetros
geológicos y ambientales, de tal manera que se puede decir que Δt está en función de la litología
que compone a la roca, su textura, su estructura, los fluidos que pueda albergar, así como factores
ambientales tales como tipo de lodo, tamaño del agujero, efectos de invasión y alteraciones que
puedan tener las formaciones.
5.1.3.1.1 Características de las formaciones y el tipo de fluido que puedan albergar
Dentro de los factores formacionales que pueden llegar a afectar las mediciones de los registros
sónicos, destacan la matriz de la roca, la textura, la porosidad y el tipo de fluido que puedan
albergar, así como la presión y la temperatura. La velocidad del sonido en las formaciones
depende en gran medida del tipo de minerales que constituyan a las rocas sedimentarias (su
matriz), cuyo efecto se encuentra determinado por la densidad y los parámetros elásticos de los
minerales (Figura 5.21). Estos parámetros no son siempre del todo bien conocidos, sin embargo,
existen ciertos tipos de minerales para los cuales su tiempo de tránsito ya es bien conocido desde
hace varias décadas (Tabla 5.1), especialmente aquellos que son formadores de roca tales como la
dolomita y la calcita. La manera en que se encuentren distribuidos dichos minerales también es de
importancia, pudiendo estar en forma dispersa o bien en forma laminada.
Figura 5.21 Ejemplo de un registro sónico de porosidad adquirido en una secuencia de areniscas-
lutitas junto con las respuestas resistivas realizadas por herramienta eléctrica, así como un
potencial natural junto con el registro sónico. En este registro se observan 3 intervalos
relativamente limpios de arenas con contenido de agua en su porción inferior y con contenidos
de gas en las secciones superiores. (Modificado de Bassiouni, 1994).

167
Por otro lado, la porosidad es uno de los parámetros más importantes que pueden ser medidos
por los registros sónicos, el cual depende principalmente de la distribución que tengan los granos
en las rocas tal como se vió en el Capítulo 2 por medio de los arreglos de Fraser y Graton (1935). A
mayor porosidad la velocidad del sonido en las rocas tiende a ser más corta, es decir, su Δt es más
largo, y si la formación llega a tener contenido de fluido ya sea aceite o gas, la velocidad se reduce
aún más al menos a cierta profundidad. Por otro lado, en el caso de formaciones con contenido de
agua, la velocidad de las ondas acústicas dependen en mayor o menor medida de la salinidad del
agua de formación, la temperatura y la presión a la que están sometidos. A mayor salinidad, las
velocidades son mayores, es decir, Δt es más corto (Figura 5.21).
5.1.3.1.2 Textura de las rocas
La forma en que se encuentren acomodados los granos en las formaciones y la porosidad que
estos permitan albergar, influyen en la velocidad con la que se propagan las ondas acústicas en el
agujero. Su tamaño, forma y distribución (pudiendo ser fracturas, vúgulos y cavidades) conlleva a
la idea de anisotropía en las velocidades acústicas si ésta se mide tanto horizontal como
verticalmente, lo que afecta por ende el tiempo de tránsito.
En formaciones de baja porosidad, los granos de las formaciones se encuentran más unidos unos
con otros, lo que significa que los poros se encuentran distribuidos uniformemente, de tal manera
que la matriz constituye una fase continua, lo cual permite notar como lógico el que las primeras
ondas en arribar a los receptores son por ende las más rápidas (las ondas P) viajando a través de la
matriz y no a través de los poros. Del mismo modo si los granos se encuentran en suspensión en
arenas con altas porosidades o en arcillas pobremente compactadas, la fase continua la constituye
ahora el fluido que albergue, por lo que el tiempo de tránsito medido corresponderá a la velocidad
de dicho fluido. Por otro lado si existe la presencia de microfisuras, fracturamientos o cavernas ya
sean naturales o inducidas por el lodo de perforación, igualmente se reduce la velocidad de las
ondas acústicas, o en otras palabras, el tiempo de tránsito se incrementa.
5.1.3.2 Factores ambientales que afectan las mediciones de Δt
El tamaño que tenga el agujero y el tipo de fluido que se esté utilizando en éste puede afectar las
mediciones de las velocidades acústicas en las herramientas sónicas de porosidad. Si el diámetro
que tiene el agujero es constante y no es muy grande, su efecto en la señal produce una
atenuación normal de la onda elástica. En cambio que si el tamaño del agujero perforado es muy
grande, puede llegar a afectar considerablemente las mediciones, produciendo saltos de ciclo en
la respuesta de la herramienta. Si el lodo de perforación utilizado contiene una cantidad
considerable de sólidos en suspensión, se produce una dispersión de la energía acústica que se
traduce en un menor acoplamiento acústico lodo-formación. Si el lodo se encuentra cortado con
gas o se le han agregado aditivos contra perdida de circulación, la atenuación acústica puede ser
muy grande y las mediciones del tiempo de tránsito pueden ser no del todo confiables o se
pueden presentar igualmente saltos de ciclo muy frecuentes.

168
• Saltos de ciclo (cycle skipping): este efecto se presenta con frecuencia en pozos que
tengan diámetros muy grandes, formaciones pobremente consolidadas, presencia de
fracturamientos naturales o inducidos en las formaciones por efecto del lodo de
perforación, saturación de gas o aceite en los intervalos, lodos de perforación aireados,
etc. donde el fenómeno típico que se genera es una fuerte atenuación de la intensidad de
la onda, lo que dificulta su detección en algunos detectores (pueden ser en uno o ambos
detectores), incrementándose con ello abruptamente el tiempo de tránsito al perderse
ciclos de onda.
5.1.4 Aplicaciones de los registros sónicos de porosidad
Los registros sónicos de porosidad son unos de los registros más importantes dentro de la gran
gama de herramientas de registros geofísicos de pozos que existen, esto debido a las múltiples
aplicaciones que tienen tanto en el aspecto geológico y petrofísico de las formaciones. Estas se
pueden realizar de manera cualitativa, o bien, cuantitativamente, de tal manera que se puede
desglosar en todas las siguientes:
5.1.4.1 Aplicaciones geológicas
• Determinación del tipo de litología.
• Estudios de compactación:
 Maduración de la materia orgánica.
 Profundidad máxima de enterramiento.
• Detección de fracturas.
• Determinación de la porosidad primaria y la porosidad secundaria de las formaciones.
• Análisis sedimentológicos.
• Evaluación del espesor de las formaciones.
5.1.4.1 Aplicaciones petrofísicas
• Detección de gas y aceite.
• Cambios en la viscosidad del aceite.
• Localización de los yacimientos.
• Medición de la velocidad compresional y la velocidad de cizalla de las formaciones.
• Determinación de los módulos elásticos (las dimensiones de fractura hidráulica).
• Análisis de arenas.
• Estabilidad del agujero.
• Evaluación de la calidad de la cementación.
• Correlaciones entre pozos:
 Calibración de secciones sísmicas.
 Sismogramas sintéticos.

CAPÍTULO 5.- REGISTROS DE POROSIDAD 5.2 Registros de Densidad
169
A pesar que desde finales de los años 30´s ya se tenía un conocimiento bastante formal sobre las
propiedades radiactivas de las arcillas en las formaciones sedimentarias, siendo éstas en un
principio empleadas principalmente para las mediciones de rayos gamma de las formaciones, no
fue sino hasta principios de los 50´s que se pudo desarrollar formalmente otra herramienta que
permitiera "inferir" la porosidad de las formaciones utilizando el fenómeno físico de la dispersión y
absorción de los rayos gamma. A esta nueva herramienta se le llamo FDL (Formation Density Log)
o herramienta de porosidad-densidad, aunque en ocasiones es denominada como herramienta
gamma-gamma por la manera en la que opera. Es importante resaltar que la herramienta de
densidad es un registro de tipo radiactivo que depende directamente de la porosidad de la
formación, pudiendo a su vez obtener la densidad total de la roca, y utilizada en combinación
junto con otros registros geofísicos de pozos, permite localizar y determinar zonas que tengan
algún contenido de hidrocarburos y zonas productoras de gas en combinación con el registro de
neutrón compensado (CNT, Compesated Neutron Tool), cálculos de presión de sobrecarga,
medición de las propiedades mecánicas de las rocas, así como evaluaciones cuantitativas de
porosidad de las arenas arcillosas.
En el caso de la herramienta LDT (Lithodensity Tool) o herramienta de litodensidad de las
formaciones, su funcionamiento se basa en la identificación litológica de las formaciones a través
de la medición del índice de absorción fotoeléctrica (Pe), ya que dicho parámetro es altamente
dependiente y sensible al tipo de litología y los minerales que se encuentran constituyendo a las
rocas. Dicho método consiste en la cuantificación de la capacidad del material existente en la
formación de absorber radiación electromagnética mediante el mecanismo de absorción por
efecto fotoeléctrico (dicho mecanismo se explicó previamente en el subcapítulo 3.2).
El efecto fotoeléctrico es resultado de la interacción que existe entre electrones, por lo que su
intensidad estará dada en función del número de electrones existentes por unidad de volumen de
roca en las formaciones. Este parámetro es una función directa del número atómico promedio de
la formación (Z), por lo que poco dependerá de la porosidad y del fluido en los poros de la roca.
El principio de medición con el cual funcionan todas las herramientas de densidad y litodensidad
se basa en la emisión de rayos gamma a las formaciones utilizando una fuente radiactiva emisora
de rayos gamma, pudiendo ser esta una fuente de Cobalto (60
Co) o bien puede ser de Cesio (137
Cs),
así como la incorporación de 2 o más detectores de rayos gamma en las herramientas, montados a
diferentes distancias de la fuente radiactiva. En las herramientas de porosidad densidad y
litodensidad de las formaciones es más frecuente la utilización de la fuente radiactiva de Cesio
(137
Cs) a diferencia de una fuente radiactiva de Cobalto (60
Co) por la gran estabilidad con la que
cuenta el Cesio, ya que este elemento radiactivo decae con una vida media de 30 años y permite
además emitir rayos gamma con una energía de 0.66 MeV. Una fuente radiactiva de Cobalto (60
Co)
en cambio, decae con una vida media de 5.2 años y emite rayos gamma con una energía que oscila
entre los 1.17 a los 1.33 MeV.

170
Los rayos gamma, tal como se mencionó en el subcapítulo 3.2 de esta tesis, son considerados
como impulsos de ondas electromagnéticas de altas velocidades emitidas por las fuentes
radiactivas, que colisionan con los electrones de las formaciones en 3 distintos mecanismos de
absorción, dependiendo en gran medida de la energía incidente de los rayos gamma. Estos rayos
gamma también denominados fotones, son ondas emitidas hacia las formaciones por medio de las
fuentes radiactivas como ondas de mediana energía de forma constante. Los rayos gamma
colisionan con los electrones del material de la formación a través del cual tratan de pasar, por lo
que en cada choque con la materia, los rayos gamma ceden parte de su energía en forma de
energía cinética, cambian de dirección por efecto Compton y continúa su trayectoria con menor
energía. Dado el nivel de energía con el que son emitidos dichas ondas (normalmente por encima
de los 200 KeV y debajo de los 2 MeV en las herramientas de densidad), a este tipo de interacción
se le conoce como efecto Compton de dispersión.
El efecto Compton es uno de los 3 mecanismos de absorción de rayos gamma que se pueden
presentar en las formaciones, y éste permite en las herramientas de densidad, realizar la medición
de la densidad total de las formaciones, la cual es función de la densidad del material que
constituye la matriz de la roca, de su porosidad y de la densidad de los fluidos que se encuentren
contenidos en las rocas ya que dicho fenómeno de colisión elástica es sensible a la densidad de los
electrones contenidos en las formaciones después de haber sufrido varias dispersiones
(atenuaciones) por efecto Compton (Figura 5.22). Los rayos gamma dispersos por efecto Compton
regresan a la herramienta en donde son medidos (contados) por medio de los 2 detectores que
son comúnmente detectores de centelleo, y ya que el conteo obtenido para cierto nivel de energía
es función del número de electrones por unidad de volumen de roca en cm3
(su densidad
electrónica, ρe en electrones/cm3
), este puede ser directamente relacionado con la densidad real
del material (ρb) existente entre la fuente y los detectores en gr/cm3
.
De acuerdo con esto, la densidad de los electrones se encuentra relacionada con el volumen de
densidad real o total de la roca, que a su vez depende de la densidad de los minerales que
constituyen la matriz de la roca, la porosidad de la formación y la densidad de los fluidos que se
encuentren en los poros. Cuando los rayos gamma llegan a los detector, han sufrido ya un cierto
números de colisiones y cambios de dirección, es decir, mientras mayor sea la densidad del
material que se tenga en la(s) formación(es), mayor será la probabilidad de que los rayos gamma
Figura 5.22.- Esquema que representa el efecto Compton.

171
colisionen, pierdan energía (sean atenuados por efecto Compton) o sean absorbidos por efecto
fotoeléctrico. De acuerdo con esto, solo una pequeña parte de la energía inicial de las ondas
incidentes regresarán a los detectores de la herramienta. En formaciones cuya densidad es baja
por otro lado, la intensidad de la energía que regresa a los detectores es mayor. De esta manera se
puede decir que la intensidad de los rayos gamma contados por los detectores de centelleo será
inversamente proporcional a la densidad real de la formación. Cabe resaltar que debido al nivel de
energía con el que trabajan todas las herramientas de densidad y litodensidad (entre los 0.2 y los 2
MeV), el mecanismo de absorción de rayos gamma por producción de pares se encuentra ausente
en las mediciones obtenidas por las herramientas.
5.2.1.1 Herramientas de densidad
No fue sino hasta principios de los años 60´s que se reconoció y aceptó finalmente al registro de
densidad como una herramienta que permitiera obtener la porosidad de las formaciones
directamente a partir de la densidad total de las rocas. El registro de porosidad-densidad se
obtiene comúnmente a través de una herramienta que contiene un dispositivo muy similar a un
patín en el que van alojadas la fuente radiactiva y los detectores de rayos gamma, éstos últimos
colocados a cierta distancia de la fuente. Debido a esto se puede decir que el registro de densidad
es de los registros de porosidad llamados de pared, ya el dispositivo radiactivo que emite los rayos
gamma junto con los detectores, se encuentran instalados sobre un patín en la herramienta, el
cual siempre va presionado contra la pared del agujero por medio de un brazo mecánico-
hidráulico para mantener siempre pegada la herramienta a la formación, además de que la
herramienta tiene la gran ventaja de poder correrse tanto en agujeros llenos de fluido de
perforación, o en agujeros que estén vacios (lodos aireados).
Esto permite que los rayos gamma que son emitidos por medio la fuente radiactiva, penetren
directamente en las formaciones, algunos siendo absorbidos por las formaciones, otros
dispersándose por efecto Compton lejos de los receptores, y otros después de haber sufrido
dispersiones, regresan a la herramienta con energías que varían entre los 0.2 a los 0.6 MeV en
donde son contados por los detectores (Figura 5.23). La respuesta que se obtiene de la
herramienta es utilizada principalmente para la determinación de la porosidad de las formaciones
cuando se conoce la densidad de la matriz y la densidad de los fluidos.
La primera herramienta de densidad que fue utilizada comercialmente se encontraba constituida
por 1 fuente radiactiva de rayos gamma de Cesio o Cobalto y 1 solo detector de rayos gamma tal
como se ilustra en la Figura 5.23. Sin embargo, dicha configuración era sensible a obtener conteos
erróneos de los rayos gamma que llegaban a los detectores, especialmente en las formaciones
sedimentarias permeables por efecto del espesor del enjarre, densidad del lodo y diámetro del
agujero. Este último efecto no podía determinarse con exactitud como consecuencia de la
formación del mismo enjarre. Esto ocurría ya que el enjarre que se forma en ellas es generalmente
de una densidad considerablemente diferente a la densidad verdadera de las formaciones, por lo
que los rayos gamma al atravesar ambos medios, obtenía valores de densidad intermedios entre

172
ambas fases, lo que llevaba a la necesidad de corregir por tales efectos. Sin embargo, las
correcciones realizadas no siempre brindaban veracidad a la mediciones debido a las
incertidumbres que se tenían en cuanto al espesor y composición del enjarre, además de que la
interpretación de los datos obtenidos era muy complicada por la necesidad de convertir
manualmente los conteos obtenidos a respuestas de densidad. Fue debido a todas estas limitantes
que se desarrolló a mitades de los años 60´s una nueva herramienta de densidad, la cual cuenta
ahora con 2 detectores de rayos gamma, y a la que se le conoce como FDC (Formation Density
Compesated) o registro de densidad compensada.
5.2.1.1.1 Herramienta de densidad compensada (FDC, Formation Density Compesated)
Fue en 1964 que surgió una nueva herramienta diseñada por parte de la compañía Schlumberger
para la medición de la porosidad de las formaciones en función de su densidad. Antes de ello, la
determinación insitu de la porosidad no era del todo posible debido a que las lecturas obtenidas
en las primeras herramientas eran afectadas por factores ambientales, y por lo tanto, tenían que
ser corregidas, algo que no siempre se lograba de forma confiable. Fue entonces cuando
Schlumberger desarrolló una nueva herramienta de densidad denominada FDC o herramienta de
densidad compensada. La herramienta FDC a diferencia de su antecesora, se encuentra
constituida por 2 detectores de rayos gamma, de tal manera dicha configuración le permite
Figura 5.23.- Esquema que representa el principio de medición con el que operan las
herramientas de densidad, tomando como ejemplo la herramienta que consta de 1 fuente
radiactiva y 1 detector de rayos gamma (Modificado de Bassiouni, 1994).

173
compensar las lecturas por efecto del enjarre, y en menor medida por irregularidades que se
puedan generar en el diámetro del agujero.
El principio de medición que utiliza es básicamente el mismo con el que funciona la herramienta
que cuenta con un solo detector, pero lo que distingue a la FDC de su antecesora es el uso de los 2
detectores de rayos gamma, con lo que se logra corregir automáticamente por diámetro de pozo y
por densidad del lodo de perforación (tipo de lodo), lo que además permite poder obtener
directamente en el registro, prácticamente la densidad verdadera de las formaciones (ρb). Por otro
lado, el patín con los sensores se mantiene presionado a la pared de pozo por medio del brazo
mecánico-hidraulico, el cual tiene una geometría tal que cuando la herramienta se está corriendo
a lo largo del pozo, va cortando el enjarre, logrando con ello el tener un mejor contacto con las
formaciones, y a su vez, obtener simultaneamente un registro calliper del pozo.
En la herramienta FDC la fuente emisora se localiza en la porción inferior de la herramienta,
mientras que en su porción superior se localizan los detectores de rayos gamma, estos colocados a
cierta distancia de la fuente. El detector más cercano, por su proximidad a la fuente radiactiva, es
particularmente más sensible a la influencia del enjarre y a las irregularidades que puedan existir
en el agujero, midiendo así los rayos gamma que chocan con el enjarre. El detector más alejado
por otro lado, se localiza a la misma distancia que tenía el detector en la herramienta antecesora,
por lo que su respuesta es prácticamente la misma, es decir, cuenta los rayos gamma que son
atenuados con la formación sin realizar una compensación por los efectos ambientales descritos
con anterioridad (Figura 5.24). Esto da como resultado que la combinación de las señales de
ambos detectores generen una corrección (Δρb) en función de la diferencia de las 2 densidades
medidas, la cual se suma algebraicamente a la señal de densidad no compensada del detector más
alejado (Ecuaciones 5.14 y 5.15), pudiendo así obtener la densidad verdadera de la formación (ρb).
Figura 5.24.- Esquema que representa el diseño de la herramienta de densidad compensada
(FDC) de la compañía Schlumberger (Modificado de Bassiouni, 1994).

174
∆𝝆 𝒃 = 𝒇(𝝆 𝑳𝑺 − 𝝆 𝑺𝑺)
𝝆 𝒃𝒄 = 𝝆 𝑳𝑺 + ∆𝝆 𝒃
Así como estas, existen del mismo modo diversas herramientas de densidad y litodensidad
patentadas por parte de las compañías de servicios a la industria petrolera, de las cuales, las más
modernas utilizan en la actualidad detectores de centelleo más sofisticados que su predecesora, lo
que permite la separación de los rayos gamma en base a sus niveles de energía, en ventanas de
energía bien definidas, pudiendo ser estas altas o bajas energías. Esto permite que se tenga una
mejor evaluación de los efectos ambientales que puedan llegar a afectar a las mediciones.
Los conteos en las ventanas de altas energías del detector lejano se usan para la evaluación de la
densidad de la formación (ρb), ya que el efecto Compton es el efecto predominante a este nivel,
mientras que los conteos en la ventana de baja energía, al estar sujetos a la absorción
fotoeléctrica, el conteo en esta ventana se utiliza para evaluar el índice de absorción fotoeléctrica
(Pe), y por ende, la litología de la formación. Las herramientas más importantes de este tipo
dentro de la industria son las que se abordan en las Tablas 5.5 y 5.6.
Mediciones de densidad de las formaciones
Nombre de la herramienta Acrónimo Compañía que la utiliza
Herramienta de densidad compensada FDC Schlumberger
Registro de densidad compensado CDL Baker Hughes, Halliburton
Densidad compensada CDS BPB
Mediciones de litodensidad de las formaciones
Nombre de la herramienta Acrónimo Compañía que la utiliza
Herramienta de litodensidad LDT Schlumberger
Densidad Z compensada ZDL Baker Hughes
Densidad Fotoeléctrica PDS BPB
Herramienta de densidad espectral HSDL Halliburton
5.2.1.1.2 Profundidad de investigación y resolución vertical de las capas
La profundidad de investigación con la que son realizadas las mediciones en la herramienta FDC se
vuelven mucho menores mientras más densas sean las formaciones que se estén atravesando.
Numerosas pruebas de laboratorio se han realizado a la herramienta FDC, de donde se ha
observado que el 90% de las respuestas obtenidas por parte de los detectores provienen de los
primeros 13 cm (5”) de formación, o incluso profundidades menores. Principalmente en las
Tabla 5.5 Tipos de herramientas de medición de la densidad de las formaciones utilizadas
por las principales compañías de servicios (Rider, 2000).
Tabla 5.6 Tipos de herramientas de medición de la litodensidad de las formaciones
utilizadas por las principales compañías de servicios (Rider, 2000).
Ecuación 5.14
Ecuación 5.15

175
formaciones sedimentarias que sean porosas y permeables como por ejemplo, intervalos de
areniscas con un 35% de porosidad, la herramienta de densidad lo que mide es esencialmente la
zona lavada o invadida por filtrado de lodo, pudiendo incluso en ciertos casos, detectar ciertos
fluidos de la formación como por ejemplo hidrocarburos residuales.
La resolución vertical de las capas por otro lado, es muy buena incluso aún cuando la herramienta
se esté corriendo con una velocidad cercana a los 400 m/hr (1,300 pies/hr), de donde se puede
obtener la densidad de formaciones que tengan menos de 60 cm (2 pies). Sin embargo, si la
velocidad con la que se corre el registro es menor, es posible obtener una buena resolución
vertical de capas o estratos que tengan hasta 15 cm o menos (6”).
5.2.1.1.3 Calibración de las herramientas de densidad
Los estándares de calibración primarios o iniciales que se le realizan a las herramientas de
densidad se llevan a cabo en laboratorio sobre formaciones de calizas puras saturadas de agua
dulce, en donde las densidades son bien conocidas. Posteriormente se realiza una segunda
calibración (calibración secundaria) sobre bloques de aluminio y magnesio, o bien puede ser un
bloque azufre en donde se introduce la sonda. Estos bloques son de dimensiones, composición y
densidades conocidas, de manera que sus características se relacionan con las formaciones de
caliza. Finalmente, en la ubicación en donde se esté realizando la toma de registros geofísicos se
realiza una calibración final de prueba radiactiva que produce una señal de una intensidad
conocida, esto para verificar que el sistema de detección este funcionando correctamente. Con
esto se logra que el registro de densidad obtenga valores directos de la densidad de la formación
en vez de valores de radiactividad.
Originalmente las unidades de medición que se utilizaban en las herramientas de densidad eran
los conteos/segundo, o la unidad estándar de densidad PGAC, que eran posteriormente
convertidas a datos de densidad utilizando ciertas tablas de conversión por parte de las compañías
de servicios. Sin embargo, poco tiempo después de que se comenzaran a emplear las
herramientas que constan de 2 detectores y 1 fuente, la información de densidad ya pudo ser
grabada en unidades de gr/cm3
que son las unidades estándar con las que trabajan las
herramientas de densidad en la actualidad.
5.2.1.1.4 Método de compensación que utilizan las herramientas de densidad
El método por el cual se realiza la compensación de las mediciones de densidad por efecto de
enjarre y por irregularidades en el diámetro de pozo, es por medio de un grafico denominado spin
and ribs plot, o gráfico de columnas y costillas. El gráfico de columnas y costillas es un gráfico
experimental desarrollado para la herramienta FDC, en donde las costillas fueron desarrolladas
para 5 valores de formación de calizas y para una variedad de enjarres sintético de diferentes
composiciones, densidades y espesores. Una costilla es prácticamente independiente del espesor

176
del enjarre, densidad o a la composición que corresponde la densidad de cada formación. Además,
las costillas pueden escalarse en términos de densidades reales de la formación.
Conceptualmente se puede obtener una densidad compensada de la formación al introducir los
valores obtenidos por los detectores lejano y cercano (ρLS y ρSS), en el gráfico de columnas y
costillas (Figura 5.25). En la práctica este procedimiento se realiza por computadora en superficie.
La compensación se basa en la sensibilidad que tiene el enjarre en ambos detectores, de donde se
realiza una estimación de las densidades aparentes, medidas en ambos detectores en condiciones
de no enjarre, para las cuales las densidades medidas por ambos detectores deberán ser iguales
(ρLS = ρSS), y corresponder a la densidad de la formación. Si las densidades obtenidas por ambos
detectores son diferentes, se calcula la corrección Δρ y se suma al valor de densidad sin
compensar que se obtiene del detector lejano ρLS, para obtener la densidad real compensada (ρb).
La densidad ya compensada corresponderá a la intersección entre la columna y la costilla, sin
embargo, la precisión que brinda este método para la obtención de la densidad de la formación es
limitada, específicamente para los casos en que se tengan enjarres muy espesos o que se formen
paquetes de lodo en agujeros muy rugosos. En dichos casos lo que verán ambos detectores será
básicamente el enjarre o algún nódulo de lodo, de tal manera que la herramienta estará
interpretando una formación cuya densidad es muy cercana a la densidad del lodo, o muy cercana
Figura 5.25.- Gráfico de columnas y costillas utilizado para la herramienta FDC de la compañía
Schumberger para la compensación por efecto de enjarre (Modificado de Bassiouni, 1994).

177
a la densidad del enjarre. Por otro lado, la herramienta FDC también permite la compensación
cuando existen irregularidades en el agujero. Normalmente la corrección por efecto de diámetro
del agujero en la herramienta de densidad se realiza automáticamente, aunque existen gráficos
como el de la Figura 5.26 para ver como se realiza dicha corrección en agujeros vacíos (con
presencia de gas) o en agujeros que estén utilizando lodos de perforación (lodos con barita).
5.2.1.1.5 Ecuación de atenuación de los rayos gamma
Si la longitud (L) o el espaciamiento existente entre la fuente radiactiva y los detectores de la
herramienta es lo suficientemente grande, la intensidad con la que llegan los rayos gamma a los
detectores (I) será una función exponencial de la densidad electrónica de la formación, que bien
puede ser expresada por medio de la Ecuación 5.16 de Beer-Lambert de la siguiente manera.
𝑰 = 𝑰 𝑶 𝒆−𝝁𝝆 𝒆 𝑳
Donde:
I = intensidad de los rayos gamma contados por el detector de centelleo.
IO = intensidad de los rayos gamma emitidos por la fuente.
ρe = densidad electrónica de la formación en el intervalo L (número de electrones por unidad de
volumen).
L = espaciamiento existente entre la fuente y el (los) detector(es).
μ = constante que depende de la geometría de la herramienta, la energía de los rayos gamma
emitidos por la fuente y de las características de los detectores.
Si dicha ecuación se hace logarítmica, se podrá observar que la densidad electrónica de las
formaciones es una función linear del logaritmo de la intensidad de los rayos gamma contados por
la herramienta de densidad, quedando de la siguiente manera en la Ecuación 5.17.
𝑳𝒏 𝑰 = 𝑳𝒏 𝑰 𝑶 − 𝝁𝝆 𝒆 𝑳
Ecuación 5.16
Ecuación 5.17
Figura 5.26.- Gráfico de corrección por efecto de diámetro de agujero con contenido de gas o
lodos de perforación para la herramienta FDC (Modificado de Bassiouni, 1994).

178
5.2.1.1.6 Relación que existe entre la densidad electrónica y la densidad real de la formación
Como se mencionó con anterioridad, el número de dispersiones por efecto Compton que se
generen en las formaciones se encuentra directamente relacionado con el número de electrones
(ne) en la formación, que es esencialmente la densidad electrónica (ρe) del material que constituye
a la roca, por ello el que se deba obtener una relación entre la densidad electrónica y la densidad
verdadera de la formación (ρb). Las herramientas de densidad lo que buscan a fin de cuentas es
obtener la densidad real de la formación, lo cual puede quedar expresado en base a la densidad
electrónica del material que constituye a la roca, la cual se encuentra relacionada a la densidad
total ρb por medio de la ecuación 5.18 para una sustancia que contiene un solo elemento.
𝝆 𝒆 = 𝝆 𝒃 �
𝟐𝒁
𝑨
�
Donde:
Z = número atómico del elemento.
A = peso atómico del elemento.
ρb y ρe = la densidad verdadera y la densidad electrónica del material.
Para la gran mayoría de los elementos y constituyentes que forman a las rocas sedimentarias, la
relación 2(Z/A) que puede ser denominada también como "C", en un alto grado de aproximación
puede considerarse que su valor es muy próximo a la unidad, a excepción del hidrógeno para el
cual dicha relación rebasa a la unidad (C del hidrógeno es 1.9843). Mientras que para una
sustancia molecular, se utiliza el índice de densidad electrónica (ρei) el cual se encuentra
relacionado igualmente a la densidad total, y puede quedar expresado de la siguiente manera
mediante la Ecuación 5.19.
𝝆 𝒆𝒊 = 𝟐𝝆 𝒃 �
𝚺𝒁´𝒔
𝑾 𝒎𝒐𝒍
�
Donde:
ΣZ´s = suma de los números atómicos de los átomos que constituyen a la molécula.
Wmol = peso molecular.
Ya que la herramienta de densidad FDC se encuentra calibrada en calizas puras saturadas de agua
dulce, tomando a ésta como el estándar, la densidad aparente que es leída comúnmente por la
herramienta como ρa, se encuentra igualmente relacionada al índice de densidad electrónica por
medio de la Ecuación 5.20, quedando expresada de la siguiente manera.
𝝆 𝒂 = 𝟏. 𝟎𝟕𝟎𝟒 𝝆 𝒆𝒊 − 𝟎. 𝟏𝟖𝟖𝟑
En el caso de formaciones sedimentarias saturadas de fluidos tales como las calizas, areniscas y
dolomías, la lectura de densidad aparente obtenida por la herramienta es prácticamente idéntica
a la densidad total real de la formación ρb. Para algunos minerales tales como el yeso, la silvita, la
anhidrita, etc. así como formaciones con contenido de gas, es necesario corregir los valores de
Ecuación 5.18
Ecuación 5.19
Ecuación 5.20

179
densidad aparente para obtener los valores de densidad total a partir de las lecturas del registro
(Tablas 5.7 y 5.8).
Elemento Z A C= 2(Z/A)
H 1 1.0079 1.9843
C 6 12.0111 0.9991
N 7 14.0067 0.9995
O 8 15.9994 1.000
Na 11 22.9898 0.9569
Mg 12 24.312 0.9872
Al 13 26.9815 0.9636
Si 14 28.086 0.9969
P 15 30.9738 0.9686
S 16 32.064 0.998
Cl 17 35.453 0.959
K 19 39.102 0.9718
Ca 20 40.08 0.998
Compuesto Fórmula
Densidad
real (ρb)
𝑪 =
𝚺𝒁´𝒔
𝑾 𝒎𝒐𝒍
Densidad
electrónica (ρe)
Densidad aparente
(ρa)
Cuarzo SiO2 2.654 0.9985 2.650 2.648
Calcita CaCO3 2.710 0.9991 2.708 2.710
Dolomita
CaCO3
MgCO3
2.870 0.9977 2.863 2.876
Anhidrita CaSO4 2.960 0.9990 2.957 2.977
Silvita KCl 1.984 0.9657 1.916 1.863
Halita NaCl 2.165 0.9581 2.074 2.032
Yeso CaSO4 2H2O 2.320 1.0222 2.372 2.351
Carbón
Antracita
1.400
1.030
1.442 1.355
1.800 1.852 1.796
Carbón
Bituminoso
1.200
1.060
1.272 1.173
1.500 1.590 1.514
Agua dulce H2O 1.000 1.1101 1.110 1.00
Agua salada 200,000 ppm 1.146 1.0797 1.237 1.135
Aceite n(CH2) 0.850 1.1407 0.970 0.850
Gas metano CH4 ρmetano 1.247 1.247 ρmetano 1.355 ρmetano – 0.188
Como se puede observar de la Tabla 5.8, generalmente las diferencias que existen entre la
densidad electrónica y la densidad aparente medida por la herramienta son muy pequeñas en las
Tabla 5.7 Valores de la relación C= 2(Z/A) para los elementos más comunes
que forman a las rocas sedimentarias (Serra, 1984).
Tabla 5.8 Valores de C, densidad real, densidad electrónica y densidad aparente de los minerales y fluidos
más comunes que se pueden encontrar en las formaciones sedimentarias (Serra, 1984).

180
matrices de cero porosidad. De acuerdo a esto, se puede decir que la densidad de la roca es
proporcional a la densidad electrónica (ρa ≈ ρe).
5.2.2 Presentación del registro de densidad
Comúnmente, la información proporcionada por la curva de densidad total compensada de la
formación (ρb) obtenida de los 2 detectores de la sonda, queda registrada en las pistas 2 y 3 del
registro en una escala lineal de densidad, que normalmente puede ir 2 a 3 o de 1.95 a 2.95 gr/cm3
(Figura 5.27). Del mismo modo, en las pistas 2 y 3 puede ser registrada opcionalmente una curva
Figura 5.27.- Ejemplo de un registro de densidad adquirido con la herramienta FDC de
Schlumberger, en donde se logran apreciar graficadas la curva ρb y Δρb además de contar también
con un calliper y un rayos gamma (Modificado de Bassiouni, 1994).

181
de porosidad, usando valores preestablecidos de ρma y ρf seleccionados de acuerdo a las
condiciones que se presenten (Figura 5.28). Por otro lado, una curva corregida Δρb por efecto de
enjarre y diámetro del agujero es generalmente registrada en la pista 3 de registro, principalmente
como un control de calidad para ver si ρb es representativa o no de la formación. Si esta curva se
encuentra fuera de la escala del gráfico, significa que no es un buen valor. Adicionalmente se
pueden tener graficadas una curva de rayos gamma y una curva de calliper en el primer carril del
registro. Opcionalmente si se corre un registro de neutrón compensado CNL junto con el registro
de densidad FDC, dicha curva quedará también grabada en las pistas 2 y 3 del registro.
Figura 5.28.- Ejemplo de un registro de densidad con la curva de porosidad

182
5.2.3 Correcciones realizadas al registro de densidad
Los 2 factores principales que pueden llegar a afectar las mediciones de las herramientas de
densidad son las variaciones que se puedan generar en el diámetro de pozo (dh), así como las
variaciones en la densidad de lodo de perforación (ρm), he de ahí que se tengan que corregir los
valores de densidad debido a ambos factores.
5.2.3.1 Corrección por efectos de invasión y densidad del lodo de perforación
El fluido que comúnmente se encuentra contenido en los poros de las formaciones donde se lleva
a cabo la investigación de la herramienta, es filtrado de lodo. Este puede tener una densidad (ρf)
que varía desde valores menores a 1 a más de 1.1 dependiendo de su salinidad, la temperatura y
la presión a la que están sometidos los fluidos. A 65°C y a presión atmosférica, la relación que
existe entre la salinidad del agua por cloruro de sodio (NaCl) y la densidad, puede aproximarse por
medio de la expresión ρw = 1 + 0.63P, en donde P es la concentración en ppm de NaCl. Para poder
corregir los valores de densidad por efecto de la invasión de los fluidos, es posible la
implementación del grafico de corrección mostrado en la Figura 5.29 que muestra porosidades de
la herramienta FDC contra lecturas para distintas matrices y valores de ρf que van de 0.85 a 1.2.
Figura 5.29.- Densidades de agua y soluciones de NaCl a diferentes
temperaturas y presiones (Modificado de Schlumberger, 2008).

183
Las correcciones que se realizan a las mediciones de densidad se realizan más frecuentemente
cuando el agujero tiene solo gas o aire, ya que el aire al ser mucho menos denso que el lodo de
perforación, tiende a absorber en menor cantidad de rayos gamma provenientes de la fuente.
Mientras que en aquellos agujeros que estén utilizando un lodo de perforación, la densidad que
tenga el lodo de perforación puede igual afectar las mediciones de las herramientas de densidad,
especialmente si éste se encuentra constituido por barita. La barita es un mineral pesado que se
usa con frecuencia en la industria petrolera para brindarle peso al lodo de perforación, por lo que
si existe mucho de este mineral en el lodo, aumentará considerablemente su densidad,
provocando que exista una absorción muy grande de los rayos gamma emitidos por la FDC.
5.2.3.2 Corrección por diámetro de pozo
La herramienta FDC normalmente corrige automáticamente por diámetro del agujero tal como se
explicó con anterioridad, para tamaños de agujeros de hasta 15” en pozos que estén llenos de gas
o lodo de perforación, volviéndose insignificantes dichas correcciones si el diámetro es menor o
igual a las 10” (véase la Figura 5.26). Cabe resaltar que normalmente casi no se corrige por
diámetro de agujero o son muy pocas las veces que se tiene que realizar dicho procedimiento ya
que la herramienta de densidad FDC va excentrada, de tal manera que el patín tiende a correr
sobre la parte más baja del agujero que casi nunca es vertical, por lo tanto, la corrección que se
realiza por diámetro de agujero es generalmente muy pequeña.
5.2.3.3 Corrección por efecto de arcillas
Las arcillas son un caso especial en los registros de densidad que no se deben de pasar de alto. La
presencia de arcillas en las formaciones puede llegar a afectar la interpretación del registro de
densidad, ya que las arcillas secas tienen una densidad muy similar a la densidad que tiene el
cuarzo, por lo que tienen un efecto muy parecido al que tiene el cuarzo en la matriz de las rocas. A
pesar de que sus propiedades puedan llegar a variar de una formación a otra y en base a su
ubicación, sus densidades se encuentran típicamente en el rango de los 2.2 a 2.65 gr/cm3
. En estos
casos, la influencia de las arcillas debe ser tomada en consideración principalmente cuando se
realiza una interpretación del registro en términos de su porosidad efectiva o la litología, sobre
todo si su densidad real es considerablemente diferentes de aquellos otros minerales que
constituyen a la matriz de la roca. Esto se puede realizar mediante la Ecuación 5.21, corrigiendo el
valor de densidad por efecto de arcilla para obtener así la densidad real de la formación.
𝝆 𝒃𝒄 = 𝝆 𝒃 + 𝑽 𝒔𝒉 ( 𝝆 𝒎𝒂 − 𝝆 𝒔𝒉 )
Donde:
ρbc = densidad corregida de la formación por efecto de arcillas.
ρb = densidad obtenida del registro (Ecuación 5.26).
ρma = densidad de la matriz.
ρsh = densidad de la arcilla.
Vsh = volumen de arcillosidad en el intervalo (puede ser obtenida del registro de rayos gamma).
Ecuación 5.21

184
Las arcillas suelen tener una densidad menor mientras menor sea la profundidad a la que se
encuentran por falta de compactación. Por otro lado, cuando las arcillas se encuentran
diseminadas entre los poros de la roca, pueden mostrar una densidad menor que cuando se
encuentran en intercalaciones de lutitas.
5.2.3.4 Corrección por efecto de hidrocarburos
El registro de densidad como ya se mencionó con anterioridad, lo que mide es la densidad total de
la zona lavada o invadida por filtrado de lodo, por lo tanto, si hay presencia de hidrocarburos en
las formaciones porosas, es necesario realizar una corrección por saturación residual de
hidrocarburos.
La densidad de los hidrocarburos, especialmente la densidad que tiene el gas, son menores que la
densidad del agua contenida en los poros de la formación, lo que significa que para una misma
formación porosa (por ejemplo una arenisca) con contenido de gas, en el registro de densidad ésta
se reflejará mucho más ligera y por ende mucho más porosa que una formación que tenga agua de
formación. Por esta razón, es que existe una corrección para corregir por efecto de hidrocarburos
residuales, ya que su presencia puede llegar a afectar las lecturas de densidad de la herramienta, y
por ende, la interpretación de los valores de densidad en términos de porosidad. Ésta queda
expresada por medio de la Ecuación 5.22, de tal forma que Δρbh será la corrección aplicable a la
densidad real de la formación por efecto de hidrocarburos.
𝝆 𝒃𝒄 = 𝝆 𝒃 + 𝜟𝝆 𝒃𝒉
Donde:
ρbc = densidad corregida por efecto de hidrocarburos residuales.
Δρbh = corrección por efecto de hidrocarburos residuales.
ρb = densidad obtenida del registro (Ecuación 5.26).
Se puede demostrar que la corrección por efecto de hidrocarburos está dada según la Ecuación
5.23, que se convierte posteriormente a la Ecuación 5.24.
𝚫𝝆 𝒃𝒉 = −𝟏. 𝟎𝟕 𝝓 𝑺 𝒉𝒓 (𝑪 𝒎𝒇 𝝆 𝒎𝒇 − 𝑪 𝒉 𝝆 𝒉)
𝝆 𝒃𝒄 = 𝝆 𝒃+ 𝟏. 𝟎𝟕 𝝓 𝑺 𝒉𝒓 (𝑪 𝒎𝒇 𝝆 𝒎𝒇 − 𝑪 𝒉 𝝆 𝒉)
Donde:
ɸ = porosidad de la formación.
Shr = saturación de hidrocarburos residuales en la zona lavada.
Cmf = coeficiente de densidad electrónica para el filtrado de lodo.
Ch = coeficiente de densidad electrónica para el hidrocarburo.
ρmf = densidad del filtrado de lodo.
ρh = densidad del hidrocarburo.
Ecuación 5.22
Ecuación 5.23
Ecuación 5.24

185
5.2.4 Aplicaciones del registro de densidad
5.2.4.1 Obtención de la densidad y la porosidad de la formación
La principal aplicación que tiene el registro de densidad dentro de la industria petrolera es para la
determinación de la porosidad de la formación, aunque también se le puede dar otras aplicaciones
como por ejemplo, la detección de zonas productoras de gas en combinación con los registros
nucleares de porosidad (subcapítulo 5.3), al momento de cruzarse las curvas de ambos registros
por efecto de excavación, efecto del cual se hablará más adelante en el subcapítulo 5.3.
Para una formación limpia con una matriz de densidad conocida (ρma), y con una porosidad (ɸ)
que contenga un fluido de densidad promedio (ρf), la densidad de la formación (ρb) puede quedar
expresada por medio de la Ecuación 5.25 de la siguiente manera.
𝝆 𝒃 = 𝝓𝝆 𝒇 + (𝟏 − 𝝓)𝝆 𝒎𝒂
Despejando la porosidad que es la incógnita que se está buscando, queda reordenada la Ecuación
5.25 en la Ecuación 5.26.
𝝓 𝑫 =
𝝆 𝒎𝒂 − 𝝆 𝒃
𝝆 𝒎𝒂 − 𝝆 𝒇
La Ecuación 5.26 es la expresión general para calcular la porosidad efectiva por medio del registro
de densidad en una roca cuando en ésta no hay presencia de arcillas. En general, para la gran
mayoría de los fluidos a excepción de los gases y de los hidrocarburos ligeros, así como también
para varios minerales que son los constituyentes de las rocas, la densidad real ρb puede ser
obtenida directamente del valor de densidad aparente ρa obtenido con la herramienta FDC. Esto
permite ver que ρb será igual a ρa con las excepciones vistas ya en las correcciones que se le hacen
a las mediciones.
Formaciones Típicas Densidad de la matriz (gr/cm3
)
Arenas, Areniscas, Cuarcitas 2.65
Caliza 2.71
Lutita 2.12 a 2.66
Dolomita 2.87
Anhidrita 2.98
Y ya que las mediciones que realiza la herramienta FDC corresponden casi en su totalidad de la
zona invadida por filtrado de lodo, la densidad de los fluidos en la roca puede quedar expresada
por medio de la Ecuación 5.27.
Ecuación 5.25
Ecuación 5.26
Tabla 5.9 Valores de densidad de la matriz para las formaciones
sedimentarias más comunes (Schlumberger, 2008).

186
𝝆 𝒇 = 𝑺 𝒙𝒐 𝝆 𝒎𝒇 + ( 𝟏 − 𝑺 𝒙𝒐) 𝝆 𝒉
Donde:
ρf = densidad de los fluidos en la roca.
Sxo = saturación de agua de filtrado de lodo en la zona invadida.
ρh = densidad de los hidrocarburos en la zona invadida.
En zonas con contenido de agua de formación, la saturación de agua de filtrado de lodo (Sxo) es
igual a 1, de tal manera que la ecuación 5.27 queda como la Ecuación 5.28 de la siguiente manera:
𝝆 𝒇 = 𝝆 𝒎𝒇
Asumiendo que el filtrado de lodo es predominantemente agua de formación con contenido de
cloruro de sodio (NaCl), ρf que designa al valor de la densidad del fluido que satura la roca en
general, sea esta pura o salada, puede ser obtenida por medio del gráfico 5.29 para diferentes
salinidades, temperaturas y presiones. Si este fluido es muy salado, se puede corregir por medio
de la expresión ρw = 1 + 0.63P donde P es la concentración de NaCl en ppm x 10-6
, mientras que
ρmf en la práctica puede ser aproximado de acuerdo al tipo de lodo de perforación que se esté
utilizando (Tabla 5.10).
Tipo de lodo de perforación
Densidad del filtrado de lodo
(ρmf) en gr/cm3
Aireados 0.00129
Base aceite 0.9
Base agua dulce 1.0
Base agua salada 1.1
En zonas donde exista presencia de gas o de hidrocarburos ligeros en las formaciones, en donde el
valor que tiene el coeficiente C ya no es cercano a la unidad, se debe de tomar en cuenta para el
cálculo de la porosidad, quedando expresado mediante la Ecuación 5.29.
𝝆 𝒓𝒆𝒈 = −𝟏. 𝟎𝟕𝟎𝟒𝝓 �𝑪 𝒎𝒂 𝝆 𝒎𝒂 − 𝑺 𝒉𝒓 𝑪 𝒉 𝝆 𝒉 − 𝑺 𝒙𝒐 𝑪 𝒎𝒇 𝝆 𝒎𝒇 � + 𝝆 𝒎𝒂
Donde:
ρreg = densidad de la formación obtenida del registro.
ɸ = porosidad de la formación.
Cma = coeficiente de densidad electrónica para la matriz.
ρma = densidad de la matriz.
Shr = saturación de hidrocarburos residuales en la zona lavada.
Ch = coeficiente de densidad electrónica para el hidrocarburo.
Ecuación 5.27
Ecuación 5.28
Tabla 5.10 Valores de densidad de filtrado de lodo para los distintos tipos
de lodo que se pueden utilizar (Bassiouni, 1994).
Ecuación 5.29

187
ρh = densidad del hidrocarburo.
Sxo = saturación de agua de filtrado de lodo en la zona lavada.
Cmf = coeficiente de densidad electrónica para el filtrado de lodo.
Posteriormente la Ecuación 5.25 puede quedar expresada en términos de la porosidad de la
siguiente manera por medio de la Ecuación 5.30 para zonas en donde exista presencia de gas o
hidrocarburos en las formaciones.
𝝓 𝑫 = 𝝓 �
𝑪 𝒎𝒂 𝝆 𝒎𝒂 − 𝑺 𝒉𝒓 𝑪 𝒉 𝝆 𝒉 − 𝑺 𝒙𝒐 𝑪 𝒎𝒇 𝝆 𝒎𝒇
𝑪 𝒎𝒂 𝝆 𝒎𝒂 − 𝑪 𝒎𝒇 𝝆 𝒎𝒇
�
Donde:
ɸD = porosidad de la formación en función de su densidad.
5.2.4.1 Otras aplicaciones de los registros de densidad
• Medición de la densidad de la formación.
• Estudios de compactación y composición de las arcillas.
• Calibración en gravimetría y sísmica.
• Identificación de capas con gas en combinación con la herramienta de neutrón
compensado (CNL) por efecto de excavación.
• Obtención de la composición mineralógica de la formación.
• Determinación de la porosidad de la formación en función de su densidad (ɸD).
5.2.5 Herramientas de litodensidad
Los registros de litodensidad de las formaciones, son una versión relativamente nueva y mejorada
de los registros de densidad proporcionados por la herramienta FDC y las distintas herramientas
de densidad utilizadas por las principales compañías de servicios, ya que estas proporcionan una
medición mejorada y aumentada de la densidad total de la formación (ρb), del factor fotoeléctrico
de la formación, y adicionalmente del diámetro del agujero (dh). La principal representante de
este tipo de herramientas es la LDT o Lithodendity Tool de la compañía Schlumberger, la cual mide
la densidad de la formación y el factor fotoeléctrico. Como se mencionó al principio de este tema,
la herramienta LDT basa su funcionamiento en la identificación litológica de las formaciones a
través del índice de absorción fotoeléctrica (Pe), que responde principalmente a la litología y a la
matriz de la roca (los minerales que la constituyen), y de manera secundaria a la porosidad y al
tipo de fluidos que se encuentre albergado en el espacio poroso de la formación. Esto permite que
los registros de litodensidad sean una herramienta de suma utilidad en el cálculo de la porosidad y
para una identificación litológica más clara de las formaciones.
Su principio de medición fue originalmente propuesto por Schlumberger a finales de los años 70´s,
por lo que se les considera una evolución de los registros de densidad obtenidos por medio de la
Ecuación 5.30

188
FDC, al permitir obtener además de la densidad de la formación, mediciones adicionales sobre la
litología de la roca a través del índice de absorción fotoeléctrica (Pe).
El principio físico que utilizan las herramientas de litodensidad para obtener el índice de absorción
fotoeléctrica (Pe), es la reacción que tienen las formaciones a la absorción fotoeléctrica de los
rayos gamma de altas energías emitidos por la fuente radiactiva de cesio 137 (137
Cs) o cobalto 60
(60
Co), al pasar estos a través de la materia. Dicho método consiste en la cuantificación de la
capacidad del material existente en la formación de absorber radiación electromagnética
mediante el mecanismo de absorción por efecto fotoeléctrico.
El efecto fotoeléctrico como bien se mencionó en el subcapítulo 3.2 de esta tesis, es uno de los 3
mecanismos de absorción que pueden experimentar los rayos gamma al colisionar con las
formaciones al igual que el Efecto Compton con el cual funcionan las herramientas de densidad. Lo
que distingue al efecto fotoeléctrico es que este mecanismo de absorción ocurre cuando el nivel
de energía con el que incide un fotón en la formación es baja (menor a 100 KeV), lo
suficientemente baja como para ser capturado y absorbido por las formaciones. Un fotón al
colisionar con un electrón orbital le cede toda su energía en forma de energía cinética,
provocando así que el electrón salga expulsado de su órbita y que el fotón incidente desaparezca,
acelerando así al electrón a un nivel de energía muy similar al de incidencia del rayo gamma,
menos la energía de liga que tiene el electrón con el medio ambiente (Figura 5.30).
El grado de absorción o índice de absorción fotoeléctrica (Pe) de las formaciones es fuertemente
dependiente del número atómico de los elementos que se encuentren constituyendo a las
formaciones (Z) y de la energía incidente de los rayos gamma, por lo que la intensidad de dicho
parámetro estará dada en función directa del número de electrones existentes por unidad de
volumen (su densidad electrónica, ρe), y poco dependerá de la porosidad y de los fluidos que se
encuentre en la roca. En términos geológicos se puede decir que dicho parámetro se encuentra
relacionado a la composición química (mineralógica) de la roca e indirectamente a la litología.
Figura 5.30.- Esquema que representa el efecto fotoeléctrico.

189
De esta manera, mientras más compactas (duras) sean las formaciones, mayor será su habilidad
de absorber los rayos gamma emitidos por la herramienta de litodensidad. Del mismo modo,
mientras menos compactas (suaves) sean las formaciones, menor será su capacidad de absorber
los rayos gamma.
5.2.5.1.1 Definición del índice de absorción fotoeléctrica
La probabilidad absoluta de que se genere una interacción entre electrones por efecto
fotoeléctrico se encuentra representado por el número de electrones existentes por unidad de
volumen de roca por medio de la relación ρe. ρe puede quedar expresado de la siguiente manera
mediante la Ecuación 5.31, cuyo resultado se expresa en unidades de barns/átomo (un barn es
una unidad de área expresada en diezmilésimas partes de 1 cm2
, 10-24
cm2
).
𝝆 𝒆 = 𝑲
𝒁 𝒏
�𝑬 𝜸�
𝒎
Donde:
K = es una constante.
n y m = exponentes en función de la energía con la que son emitidos los rayos gamma.
Eγ = energía de los rayos gamma que pueden incrementar desde los 0.1 a los 3 MeV.
Z = número atómico del elemento con el que están interactuando los rayos gamma.
Ya que el mecanismo de absorción por efecto fotoeléctrico no puede ser descrito con facilidad a
un nivel de electrones, se puede definir al índice de absorción fotoeléctrica Pe de manera análoga
al igual que el Efecto Compton, como la proporción de electrones por unidad de volumen de roca
(en cm3
) en base al tipo de material que se esté analizando, suponiendo que la formación se
encuentra conformada por contribuciones elementales (Tabla 5.11). Este puede quedar expresado
por medio de la Ecuación 5.32 de la siguiente manera en unidades de barns/electrón.
𝑷 𝒆 = �
𝒁
𝟏𝟎
�
𝟑.𝟔
Donde:
Z = número atómico del elemento que constituye a la roca.
Otra forma con la que se puede expresar al índice de absorción fotoeléctrica es en forma
volumétrica por medio de la Ecuación 5.33, en unidades de barns/cm3
.
𝑼 = 𝑷 𝒆 𝝆 𝒆
Tipo de formación
Densidad real de la roca (ρb) en
gr/cm3
Factor Fotoeléctrico
(PEF en barn/electrón)
Anhidrita 2.96 5.1
Carbón 1.3 a 1.6 0.2
Ecuación 5.31
Ecuación 5.32
Ecuación 5.33

190
Tabla 5.11 Valores típicos de densidad y de factor fotoeléctrico de las formaciones sedimentarias más
comunes que se pueden encontrar en la exploración petrolera (Schlumberger, 2008).
Dolomita 2.86 3.1
Caliza 2.71 5.1
Sal 2.03 4.6
Yeso 2.32 3.4
Arenisca 2.65 1.8
Lutita 2.12 a 2.66 1.8 a 6.3
5.2.5.1.2 Herramienta de litodensidad de las formaciones (LDT)
La herramienta LDT de Schlumberger se encuentra constituida al igual que la herramienta FDC de
densidad, por medio de 1 fuente radiactiva principalmente de cesio 137 (137
Cs) ya que esta trabaja
a una energía constante de 662 KeV y tiene una vida media de 33 años, así como también 2
detectores de centelleo conectados a un fotomultiplicador que permiten captar los rayos gamma
de bajas energías que llegan a los detectores después de interactuar con el material. Todos estos
componentes se encuentran montados sobre un patín al igual que la herramienta FDC,
manteniendo pegada la herramienta a las formaciones por medio de un brazo mecánico-
hidráulico, lo que permite que pueda ser obtenida la densidad de la formación, el factor
fotoeléctrico y el diámetro de pozo en una sola corrida.
La configuración de la fuente y los detectores en la herramienta LDT es muy similar al que se utiliza
en la herramienta FDC, sin embargo, en el diseño de la LDT se ubicaron a los detectores en una
posición más cercana a la fuente radiactiva, de tal manera que se incrementa el número de
conteos obtenidos por los detectores, y se reducen considerablemente las incertidumbres que
pudieran ser generadas por parte de las variaciones estadísticas. Además, dicho diseño le permite
también tener una sensibilidad baja a los efectos provocados por presencia de enjarre en las
formaciones, especialmente si se está utilizando barita en el lodo de perforación para obtener las
mediciones de la densidad de la formación, mientras que las mediciones del factor fotoeléctrico
de las formaciones son llevadas a cabo normalmente por el detector lejano en la herramienta, que
se encuentra basado en el conteo de los rayos gamma detectados en una ventana de baja energía,
también denominada como ventana litológica ya que esta depende esencialmente de Pe y de Z .
Las principales diferencias entre la LDT y la FDC, ambas de Schlumberger, es que la LDT mide el
factor fotoeléctrico de la formación, discrimina la energía y obtiene el índice de absorción
fotoeléctrica (PEF) en barns/electrón. La FDC en cambio, obtiene la densidad real de las
formaciones en gr/cm3
en base al Efecto Compton de dispersión.
5.2.5.1.2.1 Profundidad de investigación y resolución vertical
La profundidad de investigación de la herramienta LDT es muy similar a la obtenida por medio de
la FDC en la medición de la densidad de la formación, sin embargo, lo que cambia es la resolución
vertical de las capas que se puede obtener por medio de la herramienta LDT, ya que en su diseño

191
se acotaron las distancias existentes entre los detectores y la fuente. Esto permite que la curva de
índice de absorción fotoeléctrica (PEF) obtenida en el registro de litodensidad tenga una
resolución vertical ligeramente mejorada de 50 a 60 cm para las herramientas más modernas,
aunque si se le realiza un procesamiento adecuado a la respuesta adquirida por la LDT, se puede
reducir hasta tener una resolución de 15 cm.
5.2.5.2 Presentación del registro
La curva de factor fotoeléctrico es comúnmente plasmada en los registros de litondensidad como
PEF en los carriles 3 y 4 junto con las curvas de densidad (ρb), y con la curva de neutrón
Figura 5.31.- Ejemplo de un registro de porosidad en donde se encuentran plasmadas las curvas
de densidad, el factor de corrección de densidad, la curva de efecto fotoeléctrico, así como una
curva de espectroscopía de rayos gamma y un rayos gamma corregido junto la medición del
diámetro del agujero por parte de un calliper (Modificado de Bassiouni, 1994).

192
compensado (CNL) con la que generalmente se adquiere el registro en combinación (Figura 5.31).
La escala que normalmente se utiliza para el factor fotoeléctrico son los barns/electrón, que puede
tener una escala de 0 a 20 o bien, de 0 a 15 barns/electrón ya que la gran mayoría de los minerales
que constituyen a las formaciones contienen valores de PEF por debajo de los 6 barns/electrón.
Esto significa que la curva de factor fotoeléctrico siempre estará cerca del 0 en la parte izquierda
de la escala en el registro.
5.2.5.3 Correcciones al registro de litodensidad
El registro de litodensidad permite la obtención del índice de absorción fotoeléctrica de las
formaciones al igual que las herramientas de densidad permiten la obtención de la densidad
verdadera de las formaciones en base al Efecto Compton de dispersión, sin embargo, al igual que
con las herramientas de densidad, las herramientas o registro de litodensidad puede ser afectado
por diversos factores ambientales y geológicos presentes en las formaciones y en el agujero.
Para el índice de absorción fotoeléctrica (PEF), el factor fundamental que puede llegar a afectar las
mediciones es el número atómico (Z) de los elementos que se encuentran constituyendo a las
formaciones, de entre los cuales destacan la composición mineralógica y de forma secundaria los
fluidos alojados en la roca.
5.2.5.3.1 Factores geológicos
• Los minerales que constituyen a las formaciones sedimentarias influyen en gran medida
las mediciones realizadas por la herramienta LDT, especialmente si dichos minerales se
encuentran constituidos por elementos que tengan un número atómico muy grande. De
esta manera, puede interpretarse claramente que la gran mayoría de los minerales
metálicos que puedan estar constituyendo parte de la matriz de las formaciones, tales
como la hematita, la siderita, la pirita, la clorita, la glauconita, etc. puedan ser fácilmente
reconocibles en el registro de litodensidad. Del mismo modo, si las formaciones
sedimentarias tienen altas concentraciones de elementos tales como el uranio y el torio,
esto se verá reflejado en el registro de litodensidad como valores altos de su índice de
absorción fotoeléctrica (PEF).
• Por otro lado, la influencia de los fluidos contenidos en los poros de las formaciones
dependerá en gran medida de la naturaleza del fluido (tipo de fluido) y del volumen que
éste se encuentre ocupando en la formación (la saturación que tenga la roca). Ya que la
gran mayoría de los fluidos se encuentran constituidos por elementos cuyo número
atómico Z es muy bajo (H=1, C=6, O=8), es debido a ello que su influencia en los registros
de litodensidad es muy baja a excepción de fluidos muy salados para los cuales se puede
realizar la corrección por salinidad del mismo modo en que se realiza dicha corrección
para las herramientas de densidad. Por esta razón es que las mediciones del factor
fotoeléctrico de las formaciones son un indicador muy bueno de litología, especialmente

193
frente a zonas con contenido de gas en donde las herramientas de densidad y las de
neutrón son fuertemente afectadas.
5.2.5.3.1 Factores ambientales
En las herramientas de litodensidad, la influencia que pueda o no tener el diámetro agujero en las
mediciones del factor fotoeléctrico de las formaciones es muy baja al igual que en las
herramientas de densidad, ya que las mediciones son realizadas por un patín que se encuentra
presionado a la formación del mismo modo en que realiza para las herramientas de densidad. Esto
permite que la influencia del diámetro del agujero sea muy baja, incluso hasta despreciable en las
labores de interpretación. Sin embargo, si el lodo de perforación que se esté utilizando tiene altas
concentraciones de barita en suspensión, su influencia en las mediciones puede ser muy alta,
especialmente frente a formaciones permeables en donde se forma un enjarre, así como también
en agujeros muy irregulares en donde se pueden formar paquetes de lodo, y del mismo modo
rellenar fracturas y cavernas. Esto se debe a que la barita tiene un índice de absorción
fotoeléctrica de cerca de 267 barns/electrón en comparación con valores menores a 8 que pueden
llegar a tener otros fluidos de perforación, lo que enmascara las mediciones verdaderas del factor
fotoeléctrico de la formación.
5.2.5.4 Aplicaciones del registro de litodensidad
Las principales aplicaciones que tiene el registro de litodensidad LDT, se enumeran a continuación:
• Composición mineralógica de la formación: esta es por mucho la principal aplicación que
tiene el registro de litodensidad, ya que su respuesta depende directamente del número
atómico de los elementos que constituyen a las formaciones, y del índice de absorción
fotoeléctrica. Esto permite que sea de mucha utilidad en la determinación del los tipos de
litologías, interpretaciones de litologías complejas, así como en la identificación de zonas
gasíferas.
• Identificación de fracturas: si el lodo de perforación tiene contenido de barita, y este se
encuentra rellenando fracturas en las formaciones, se podrá observar la respuesta de
estas en el registro como picos de Pe.
• Determinación de la densidad de los hidrocarburos (ρh).
• Interpretación de arenas arcillosas.
• Determinación de presiones anormales.
• Determinación de la porosidad.

CAPÍTULO 5.- REGISTROS DE POROSIDAD 5.3 Registros de Neutrones
194
Fue a principios de los años 40´s cuando se observó que los registros eléctricos no eran lo
suficientemente adecuados para encontrar zonas porosas y permeables, principalmente en
aquellas formaciones constituidas de calizas masivas, y dado que desde los años 30´s ya se tenía
un conocimiento bastante formal sobre las propiedades radiactivas de las formaciones
sedimentarias, fue que pocos años después se introdujo finalmente al registro de neutrones como
un registro de porosidad de las formaciones. Al igual que con los registros sónicos y los registros
de densidad y litodensidad mencionados en los 2 subcapítulos anteriores, el registro de neutrones
es uno de los 3 principales registros de porosidad que se utilizan en la actualidad dentro de la
industria petrolera, principalmente para la determinación de la porosidad de las formaciones
permeables y la identificación de formaciones porosas.
El registro de neutrones es un registro de tipo radiactivo al igual que los registros de densidad y
litodensidad, sin embargo, la diferencia radica en que el registro de neutrones basa su principio de
medición en emitir continuamente neutrones de alta energía por medio de una fuente radiactiva
colocada en la sonda. De esta manera los neutrones emitidos interactuarán con el hidrógeno de
los fluidos que puedan estar contenidos en las formaciones, relacionando con ello las lecturas
obtenidas directamente a la porosidad que contiene la roca. En otras palabras, se puede decir que
el registro de neutrones responde principalmente a la cantidad de hidrógeno presente en la
formación, lo que en un contexto geológico se encuentra relacionado a la riqueza de hidrógeno
contenido en los fluidos alojados en los poros de las formaciones, o a lo que también se le
denomina como el índice de hidrógeno de las formaciones (IH). Este parámetro se encuentra
definido como la concentración total de hidrógeno por cm3
de material en la formación, entre la
concentración total de hidrógeno en agua pura (IH= 1 para agua pura), lo cual puede quedar
expresado mediante la Ecuación 5.34. En otras palabras, el IH se puede definir como la fracción de
agua dulce que pudiera contener la misma cantidad de hidrógeno.
𝑰𝑯 =
𝒄𝒐𝒏𝒄𝒆𝒏𝒕𝒓𝒂𝒄𝒊ó𝒏 𝒅𝒆 𝑯 𝒆𝒏 𝒆𝒍 𝒎𝒂𝒕𝒆𝒓𝒊𝒂𝒍
𝒄𝒐𝒏𝒄𝒆𝒏𝒕𝒓𝒂𝒄𝒊ó𝒏 𝒅𝒆 𝑯 𝒆𝒏 𝒂𝒈𝒖𝒂 𝒑𝒖𝒓𝒂 𝒂 𝟕𝟓°𝑭
Para formaciones limpias, en cuyos poros exista saturación por agua, gas o aceite, el registro de
neutrones lo que hará será reflejar la cantidad de poros (el espacio poral) que se encuentran
saturados con algunos de estos fluidos (su porosidad), mientras que si dicho registro se corre en
combinación con las herramientas de densidad o algún otro registro de porosidad, así como
también utilizando técnicas especiales de interpretación, el registro de neutrones podrá ser de
gran utilidad en la detección de zonas productoras de gas, y algunos otros casos en conjunto con el
registro de rayos gamma naturales, para realizar correlaciones entre pozos en estudios geológicos.
Adicionalmente, la ventaja del registro de neutrones es el que puede ser tomado tanto en
agujeros descubiertos o ademados, y en agujeros vacíos o llenos de lodo.
Cualitativamente el registro de neutrones es un excelente discriminador entre aceite y gas, y
geológicamente se puede utilizar para la identificación de evaporitas, minerales hidratados, así
como también puede ser de utilidad en la identificación de rocas ígneas. De esta manera se puede
Ecuación 5.34

195
decir que la combinación de los registros neutrónicos con 1 o más registros de porosidad permite
reducir considerablemente la incertidumbre en la determinación de litologías y en la cuantificación
de la porosidad de la formación, incluso en evaluaciones del contenido de arcilla.
En la actualidad existen distintos tipos de registros de neutrones que pueden ser de utilidad
dentro de la industria petrolera. Todos ellos basan su principio de medición en el bombardeo de
neutrones de altas energías a las formaciones a través de fuentes radiactivas alojadas en las
herramientas de neutrones, de donde se producirán diferentes tipos de interacciones entre los
núcleos de los átomos con los cuales colisionan, y los neutrones en términos de unidades de
porosidad neutrón. Esto se encuentra directamente relacionado a su índice de hidrógeno (IH). En
formaciones constituidas de calizas, el registro de porosidad neutrón mostrará la porosidad real de
las calizas ya que dicho registro se encuentra calibrado en calizas, siendo la curva de porosidad
neutrón en ocasiones denominada como la curva de calizas. La diferencia entre uno u otro tipo de
registro de porosidad neutrón dependerá de la naturaleza de la partícula atómica emitida, cuyo
efecto ya sea directa o indirectamente quedará registrado de forma independiente por medio de
los detectores que utilizan las herramientas de neutrones. Esto permite que sean 2 los principales
tipos de registros de neutrones que pueden ser obtenidos en la actualidad. Al primero se le
denomina como registros de neutrones térmicos o neutrón-gamma (GNT, Gamma Neutron Tool) y
al segundo como registro neutrón–neutrón epitérmico (SNP, Sidewall Neutron Porosity Tool).
5.2.1.1 Principios básicos de medición del registro de neutrones
Para entender con detalle cómo es que funcionan las herramientas de neutrones, primeramente
es necesario conocer algunos conceptos básicos que rigen las mediciones con las que operan las
herramientas, esto para poder reconocer los diferentes tipos de interacciones que se pueden
presentar entre los neutrones y las formaciones que se están estudiando. Los neutrones, definidos
con el símbolo "n", son partículas subatómicas eléctricamente neutras presentes en el núcleo
atómico de todos los átomos, y cuya masa atómica es casi idéntica a la del átomo de hidrógeno
(1.00966 la masa del neutrón contra 1.00727 la masa del hidrógeno). En relación a su estructura,
los neutrones tienen un momento magnético muy similar al que tienen los protones del
hidrógeno, lo cual será de gran utilidad para el registro de resonancia magnética del cual se
platicará en el subcapítulo 5.4. Los neutrones pueden ser clasificados en función de la energía con
la que son emitidos, o bien por su velocidad. Su energía cubre aproximadamente rangos de 9
décadas logarítmicas que pueden variar desde los 0.025 eV hasta los 15 MeV para los neutrones
termales a temperaturas superficiales, mientras que los neutrones epitermales tienen rangos de
energías que varían desde los 0.2 eV, hasta rangos de energía por encima de los 10 eV.
La relación que existe entre la energía y la velocidad con la que pueden ser emitidos los neutrones
por medio de las fuentes radiactivas en las herramientas, se puede visualizar de la siguiente
manera en la Tabla 5.12 y la Figura 5.32. Dichos valores serán representativos de acuerdo al rango

196
Tabla 5.12 Clasificación que pueden tener los neutrones en base a su energía y a la
velocidad con la que son emitidos (Serra, 2008).
Figura 5.32 Clasificación que pueden tener los neutrones en base a su energía y a la velocidad
con la que son emitidos (Modificado de Serra, 2008).
de energías en el que se encuentren ya sea al inicio o al final del proceso de interacciones que
tengan con los núcleos atómicos de las formaciones.
Tipo de neutrón Rango de energía
De alta energía >10 MeV
Rápidos 10 KeV – 10 MeV
Intermedios 100 eV – 10 KeV
Lentos 10 eV – 100 eV
Epitermales 0.2 eV – 10 eV
Termales 0.025 eV
La manera en que pueden relacionarse la velocidad y la energía de los neutrones se expresa de la
siguiente manera por medio de la Ecuación 5.35, a través de la relación clásica entre la energía
cinética de emisión en eV (E), la masa del neutrón (m) y su velocidad (V) en cm/μseg.
𝑬 =
𝟏
𝟐
𝒎 𝑽 𝟐 Ecuación 5.35

197
Si de la Ecuación 5.35 se despeja la velocidad, se puede obtener que la velocidad de los neutrones
quedará expresada de la siguiente manera por medio de la Ecuación 5.36.
𝑽 = �𝟐𝑬/𝒎
Si la Ecuación 5.36 de velocidad se evalúa para neutrones termales cuyas energías son cerca de los
0.025 eV, el resultado o la velocidad que tendrán será de 2,200 m/s o 0.22 cm/μseg. Por lo tanto,
la velocidad de los neutrones para cualquier nivel de energía puede quedar expresada por medio
de la Ecuación 5.37 en unidades de cm/μseg de la siguiente manera.
𝑽 = 𝟎. 𝟐𝟐 �𝑬/𝟎. 𝟎𝟐𝟓
Ya que los neutrones son partículas sin carga eléctrica, se puede decir que estos interactúan de
diferentes maneras con el núcleo de los átomos con los cuales colisionan de acuerdo a la energía
con la que son emitidos desde fuente en las herramientas de neutrones. Las interacciones que se
pueden generar entre los neutrones y las formaciones con las cuales colisionan son mucho más
variadas y complejas que los rayos gamma, y de entre ellas destacan principalmente la dispersión
elástica, la dispersión inelástica, la absorción y la captura de rayos gamma. Las dispersiones
elásticas e inelásticas se dan generalmente en estados de altas energía, mientras que la absorción
y captura de los neutrones se generan a bajas energías (cerca de los 0.025 eV), una vez que los
neutrones han perdido su energía al colisionar con núcleos de los elementos en las formaciones.
5.2.1.2 Tipos de interacciones
Cuando las formaciones en el subsuelo son bombardeadas por neutrones de altas energías, se
generan algunas interacciones entre estos y las formaciones que pueden llegar a generar protones
alfas, protones betas o incluso neutrones adicionales. Sin embargo, algunas de estas interacciones
solo son posibles por encima de ciertos niveles de energía. Adicionalmente, el rango de interacción
que se generará entre los neutrones y la materia dependerá de varios parámetros tales como el
flujo de neutrones que se tenga por unidad de área (cm2
/seg), que depende a su vez de la
densidad y la velocidad que tengan los neutrones. La interacción también dependerá de la
densidad de la partícula con la cual estarán interactuando los neutrones y la sección transversal
por donde estos fluyen. De esta manera es posible obtener la densidad de la partícula con la cual
interactúan los neutrones por medio de la Ecuación 5.38.
𝑵𝒊 =
𝑵 𝑨𝑽 𝝆
𝑴
Donde:
Ni = densidad de la partícula de tipo i con la cual interactúan los neutrones.
NAV = número de Avogadro (6.02x1023
).
ρ = densidad del material.
M = peso molecular que tiene el material.
Ecuación 5.36
Ecuación 5.38
Ecuación 5.37

198
Muchas de las herramientas de neutrones que se utilizan en la actualidad utilizan fuentes
radiactivas que permiten producir neutrones de altas energías (rápidos). Estas generalmente
tienen una energía inicial cercana a los 4 MeV. Debido a ello, los neutrones viajan generalmente a
una velocidad de 10,000 Km/s y tienen además un poder de penetración muy grande, de tal
manera que pueden interactuar tanto con los núcleos atómicos de las formaciones así como
también con los alrededores del agujero tanto de forma elástica como de forma inelástica. Se
puede decir que la vida de los neutrones emitidos por las herramientas podrá ser descrita a través
de 4 diferentes fases o procesos conocidos como: fase rápida de neutrones (dispersión inelástica),
fase lenta de neutrones (dispersión elástica), difusión y captura de rayos gamma. A esta última
fase también se le conoce como absorción térmica de los neutrones.
Un neutrón que es emitido por medio de una fuente radiactiva en las herramientas experimenta
una serie de colisiones elásticas con los átomos de la zona que bombardea, perdiendo así parte de
su energía. La cantidad de energía que irá perdiendo por colisión dependerá en gran medida de la
masa relativa del núcleo atómico con el cual choca, siendo la mayor pérdida de energía cuando los
neutrones colisionan con núcleos de elementos que tengan una masa atómica prácticamente muy
cercana a la masa que tienen los neutrones (1.00966).
De esta manera la vida de los neutrones puede ser descrita satisfactoriamente en términos de su
estado o pérdida de energía en neutrones epitérmicos y neutrones térmicos a medida que pierden
energía al colisionar con un núcleo atómico. Los neutrones rápidos o epitérmicos (de altas
energías) son primeramente desacelerados por dispersión inelástica, la cual tiene lugar a altos
niveles de energía. Posteriormente seguirán perdiendo energía ahora por dispersión elástica hasta
convertirse finalmente en neutrones térmicos. De esta manera se puede decir que para las
herramientas de neutrones, éstos serán desacelerados al colisionar elásticamente con los núcleos
de los elementos que constituyen a las formaciones, y perderán gradualmente parte de su energía
hasta llegar a un nivel de energía con el cual puedan coexistir con los núcleos de las formaciones,
llegando finalmente a un equilibrio térmico. En este punto de equilibrio los neutrones son
llamados "neutrones térmicos de captura".
5.2.1.2.1 Fase rápida de neutrones (dispersión inelástica)
La dispersión inelástica de los neutrones ocurre generalmente cuando los neutrones rápidos que
son emitidos por medio de las fuentes radiactivas colisionan con núcleos atómicos muy pesados.
Estas colisiones, denominadas como dispersiones inelásticas, no representan una pérdida
significativa de energía de los neutrones. La colisión entre ambas partículas provoca que una parte
de la energía del neutrón incidente excite al núcleo atómico impactado a un estado de mayor
energía, y que en consecuencia la energía original del neutrón incidente se vea reducida, mas no
eliminada por la colisión. Este efecto dura generalmente pocos microsegundos, por lo que el
núcleo atómico impactado por los neutrones regresa nuevamente a un estado fijo o estado de
desexcitación, emitiendo en el proceso uno o varios rayos gamma con energías únicas y
características del núcleo atómico con el que impactaron los neutrones.

199
La medición del efecto de desexcitación de los rayos gamma por dispersión inelástica, es utilizado
con frecuencia para medir las concentraciones relativas de carbono y oxígeno que contienen las
formaciones, las cuales son utilizadas para determinar saturaciones de agua de formación (Sw) en
las rocas.
5.2.1.2.2 Fase lenta de neutrones (dispersión elástica)
La pérdida gradual de energía de los neutrones desde que estos tienen niveles de energía
correspondientes a neutrones rápidos, a través del límite de ser neutrones epitérmicos hasta
llegar a ser neutrones térmicos, se debe generalmente a través de una pérdida de energía que
ocurre comúnmente por medio del efecto de la dispersión elástica. La máxima dispersión elástica
se da cuando los neutrones colisionan con partículas cuya masa atómica es igual a la masa que
tiene el neutrón, de tal manera que el neutrón transmitirá prácticamente toda su energía a los
átomos con los cuales choca, tal como ocurre de manera análoga entre 2 bolas de billar cuando se
genera una colisión centrada contra átomos casi del mismo peso molecular que el del neutrón.
Con cada colisión elástica que se genere entre los núcleos atómicos de los elementos de la
formación y los neutrones, la energía del neutrón irá disminuyendo gradualmente hasta que éste
es capturado por las formaciones (volviéndose de esta manera en neutrones térmicos). Por lo
general, todas las formaciones contienen hidrógeno, principalmente en la estructura molecular de
los fluidos que se encuentran alojados en los poros de las rocas, ya sea en forma de agua o de
hidrocarburo, ya que ambos fluidos contienen la misma cantidad de hidrogeno por unidad de
volumen.
El hidrógeno es un elemento sumamente abundante que consta de un solo protón, cuya masa
atómica es casi idéntica a la masa que tienen los neutrones, de tal manera que será el elemento
que tenderá a disminuir más efectivamente la energía de los neutrones, en comparación con otros
elementos cuando se producen las colisiones elásticas. Cuenta además con una sección transversal
relativamente larga, lo que le permite mejorar su eficiencia de desaceleración. Esto permite hacer
notar que la mayor desaceleración de los neutrones ocurrirá cuando los neutrones colisionan
contra átomos de hidrógeno. De esta manera se puede decir que la desaceleración de los
neutrones será altamente dependiente de la concentración de hidrógeno contenido en las
formaciones (su índice de hidrógeno), así como también a partir del ángulo de incidencia con el
que colisionan los neutrones en los núcleos atómicos.
Sin embargo, no todas las colisiones son centradas y elásticas entre los neutrones y los núcleos
atómicos, por lo tanto, no siempre se tendrá una transferencia total de energía del 100% de los
neutrones a los átomos de hidrógeno, a menos que las colisiones sean centradas, lo cual no ocurre
así. Con lo mencionado anteriormente se puede decir que si la masa del núcleo de los elementos
con los cuales colisionan los neutrones es mayor a la masa del neutrón, la cantidad de energía que
se perderá por dispersión será menor, e incluso mucho menor si los núcleos atómicos son muy
pesados. Esto permite resaltar que la energía que se pierde cuando existe una colisión entre

200
neutrones y núcleos de carbono es de tan solo un 15.8% del total de su energía inicial, mientras
que si la colisión se realiza con núcleos de oxígeno, la energía que se pierde es de solo un 12% al
ser el núcleo de oxígeno más pesado que el núcleo de carbono.
Lo anterior permite señalar que la probabilidad de que ocurran cierto número de colisiones con
algún elemento en particular, depende naturalmente del número de átomos de hidrógeno
presentes en un determinado volumen de formación, a lo que también se le conoce como su
concentración atómica por cm3
. Sin embargo, otro parámetro que se debe tomar en cuenta es su
sección transversal de interacción elástica. Este parámetro es una característica en dimensiones de
área con la que cuenta cada tipo de átomo, por lo que puede ser considerada como el área
transversal efectiva que pueden tener los núcleos de los átomos al bombardeo de los neutrones.
Esto implica que no solo se relaciona con el tamaño físico del núcleo de los átomos, sino que
también se relacionará con la energía con la cual colisiona el neutrón en el núcleo de los átomos.
Lo último permite resumir que el poder de desaceleración de algún elemento en particular (SDP,
Slowing Down Power) es proporcional a la relación que se muestra en la Ecuación 5.39.
𝑺𝑫𝑷 = 𝑵𝝈 𝑪 𝝃
Donde:
N = concentración de átomos por cm3
.
σC = promedio de colisiones por sección transversal.
ξ = perdida de energía por colisión.
De esta manera los neutrones rápidos originales continuarán perdiendo su energía cinética e irán
disminuyendo su velocidad debido a colisiones elásticas sucesivas en tan solo unos cuantos
microsegundos, hasta que su energía sea igual a la energía de vibración que contienen los átomos
que se encuentran en un equilibrio térmico. La energía en la que se encuentran los neutrones
térmicos corresponde a los 0.025 eV a una temperatura de 25°C, de tal manera que su velocidad
será de 2,200 m/s o de 0.22 cm/μseg, tal como se pudo obtener por medio de la Ecuación 5.36. De
la siguiente tabla, se puede observar que son necesarias por lo menos 18 colisiones contra los
núcleos del hidrógeno para que se pueda desacelerar la energía de un neutrón desde los 2 MeV
hasta los 0.025 eV que corresponde al rango que comprende a los neutrones termales.
Para otros elementos tales como el cloro, el calcio, el sílice, etc. se requiere un número mucho
mayor de colisiones para poder llegar al estado de equilibrio y convertirse en neutrones termales.
Elemento
Número de colisiones necesarias para
reducir la energía de los neutrones
desde los 2 MeV a los 0.025 eV
Poder de desaceleración con
el que cuentan algunos de los
átomos más frecuentes
Hidrógeno 18 1.0
Carbono 114 0.158
Oxígeno 150 0.12
Sílice 257 0.07
Cloro 329 0.055
Ecuación 5.39

201
Tabla 5.13 Poder de desaceleración con el que cuentan ciertos elementos que se pueden
encontrar en las diferentes formaciones sedimentarias, así como también el número de
colisiones requeridas para poder convertirse en neutrones termales (Serra, 1984).
Tabla 5.14 Sección transversal de captura de los neutrones termales que pueden estar
contenidos en algunos de los elementos más abundantes que se pueden tener en las
formaciones sedimentarias (Rider, 2000).
Calcio 368 0.049
Caliza con 20% de ɸ 70 0.23
Caliza con 0% de ɸ 138 0.115
Con esto se puede decir que el proceso total de desaceleración de los neutrones epitérmicos a
térmicos se dará entre los primeros 10 y 100 microsegundos, dependiendo en gran medida del
tipo de condiciones que se puedan tener en las formaciones. El termino de neutrón epitermal será
el representativo para aquellos rangos de energía que van de los 10 eV a los 0.2 eV, que
representan más o menos el final del proceso de desaceleración de los neutrones (pasan de ser
neutrones epitermales a neutrones termales con energías correspondientes a los 0.025 eV), pero
sin ser aún lo suficientemente débiles como para ser capturados por los núcleos de los elementos
en las formaciones. Ya que el proceso de desaceleración de neutrones es altamente dependiente
del porcentaje de hidrógeno que se pueda tener en la(s) formación(es), las herramientas de
porosidad que utilizan la medición de la población de neutrones epitermales son utilizadas
principalmente para realizar estimaciones de la porosidad de la formación (ɸ).
Las 2 fases de desaceleración de los neutrones, tanto la dispersión elástica como la dispersión
inelástica, son los parámetros dominantes que controlarán la perdida de energía de los neutrones
a través de una trayectoria denominada como su "longitud de desaceleración". La longitud de
desaceleración puede ser interpretada como la raíz cuadrada de la distancia que existe desde el
punto de emisión de los neutrones de altas energías, hasta el punto en que éstos alcanzan el límite
epitermal, o su punto más bajo en el que son aún considerados como neutrones epitermales. Esta
distancia puede ser calculada a partir del conocimiento que se tenga de la sección transversal de
captura que tengan los distintos elementos que constituyan a las formaciones (Tabla 5.14).
Elemento Sección transversal de captura (en barns) Peso atómico transversal
Hidrógeno 0.33 0.33
Carbono 0.0034 0.00028
Oxígeno 0.00027 0.000017
Sodio 0.53 0.023
Magnesio 0.063 0.0027
Aluminio 0.23 0.0085
Sílice 0.16 0.0057
Cloro 33.2 0.94
Potasio 2.10 0.054
Calcio 0.43 0.011
Boro 759 70.3
Gadolinio 49,000 312
Cadmio 2,450 21.9

202
Figura 5.33 Esquemas que ejemplifica la relación que existe entre la concentración de hidrógeno
que puedan tener las formaciones y el número de conteos obtenido por el o los detectores
En medios que tengan altas concentraciones de hidrógeno en las vecindades inmediatas a la
fuente de neutrones, la longitud de desaceleración de los neutrones será corta y por lo tanto,
serán capturados a una corta distancia de la fuente. Por el contrario, si el medio en las vecindades
de la fuente es de bajas concentraciones de hidrógeno, los neutrones se alejaran de la fuente
antes de ser capturados. Esto se debe principalmente a que el hidrógeno contenido en los poros
de las rocas controla el proceso de desaceleración de los neutrones a partir de las colisiones
elásticas. Este parámetro se debe de tener en muy en cuenta dentro de los registros de neutrones,
esto para poder saber colocar a los detectores a una distancia óptima con respecto a la fuente de
neutrones.
Lo anterior permite hacer notar que para un punto lo suficientemente alejado de la fuente de
neutrones, aquellas formaciones que se encuentren constituidas por altas concentraciones de
hidrógeno obtendrán bajas concentraciones de neutrones epitermales, de neutrones termales y
de rayos gamma de captura. Bajo estas condiciones, el detector es alcanzado únicamente por los
rayos gamma liberados por aquellos pocos neutrones térmicos que lograron llegar a los detectores
(Figura 5.33a). Por el contrario, si las formaciones se encuentran constituidas por bajas
concentraciones de hidrógeno, se obtendrán altas concentraciones de neutrones epitermales, de
neutrones termales y de rayos gamma de captura (Figuras 5.33b). Bajo esta última condición, una
mayor cantidad de neutrones alcanzaran su nivel térmico en las vecindades del detector, puesto
que sufren un menor número de colisiones en su trayectoria.
En los registros de neutrones, las deflexiones de la curva serán principalmente proporcionales a la
concentración de átomos de hidrógeno en las formaciones. En el caso de aquellas formaciones con
altas concentraciones de hidrógeno, se podrá ver la respuesta del registro de neutrones como una
curva con una lectura baja. Mientras que en el caso de formaciones con bajo contenido de
hidrógeno, se tendrá una curva con una deflexión mucho mayor (una lectura alta).

203
5.2.1.2.3 Difusión de los neutrones
Cada vez que un neutrón colisiona contra el núcleo de un átomo de la formación, pierde algo de su
energía y se vuelve más lento. Dentro del proceso de desaceleración de los neutrones epitermales,
una nube de neutrones termales se concentra alrededor de la fuente radiactiva alojada en las
herramientas de neutrones, distribuida de manera desigual en el agujero tal como se ha de
esperar por la falta de homogeneidad en éste y en las formaciones que se están analizando. Las
colisiones elásticas entre los neutrones termales y los núcleos de los elementos se siguen llevando
a cabo, por lo que se genera una pequeña expansión o difusión aleatoria de los neutrones
termales que se encuentran en la nube hacia las formaciones, en donde la concentración de
neutrones termales es baja. Llega un momento en que el neutrón alcanza una velocidad mínima,
se mantiene todavía en movimiento pero sin perder energía, por efecto de la temperatura, hasta
que es finalmente capturado por el núcleo de un átomo de la formación.
Otro parámetro que se debe tener en cuenta dentro de las interacciones que se generan entre los
neutrones y los núcleos atómicos de los elementos es la "longitud de difusión de los neutrones
termales". La longitud de difusión de los neutrones termales es en promedio la distancia en línea
recta que viajará un neutrón durante la fase de difusión, antes de ser finalmente capturado por un
núcleo atómico.
5.2.1.2.4 Absorción de los neutrones
La absorción de los neutrones es el siguiente paso después de que haber sido desacelerados los
neutrones por medio de las dispersiones inelásticas y dispersiones elásticas, hasta desacelerarse a
niveles de energía termales. En este momento se dice que el neutrón ha alcanzado un estado de
energía termal, o dicho de otra manera, ha alcanzado su nivel térmico de energía.
Consecuentemente, la fase de absorción de los neutrones se puede dividir dentro de 2 tipos que
son: la captura de los neutrones termales y la activación termal que produce partículas nucleares.
5.2.1.2.4.1 Captura y activación de los neutrones termales
Ocasionalmente durante la fase de difusión, un núcleo atómico captura un neutrón hasta
absorberlo en su totalidad. En este punto el núcleo atómico que captura al neutrón se excita
intensamente durante un breve lapso de tiempo (pocos microsegundos) por la absorción del
neutrón termal, desencadenando con ello una serie de procesos que incluyen la emisión de uno o
varios rayos gamma de energías y características únicas del núcleo atómico con el que impactaron
los neutrones (que reciben el nombre de rayos gamma de captura), o bien, pueden emitir algún
otro tipo de radiación una vez que el núcleo atómico regresa nuevamente a un estado fijo o
estado de desexcitación.
No todos los átomos de la formaciones tienen la misma facilidad para absorber y capturar
neutrones térmicos, ni para emitir rayos gamma en el momento de la captura. Por ello, se puede

204
decir que las 2 propiedades más importantes que caracterizan a los elementos de captura, desde
el punto de vista del registro de neutrón, son su sección transversal de captura y su energía de liga
con los neutrones.
La sección transversal de captura se define como la efectividad que tienen los núcleos atómicos
para capturar neutrones. En consecuencia, habrá elementos que podrán absorber con mucha
mayor facilidad muchos de los neutrones en estado térmico que se encuentren a sus alrededores,
así como también existirán otros átomos que capturarán pocos neutrones térmicos, tales como
puede ser el sílice (Si), el aluminio (Al), etc. Como la energía de liga varía entre un elemento y otro,
se tendrán rayos de gamma característicos para cada elemento con el cual se encuentran
colisionando los neutrones. De la Tabla 5.14 se puede hacer notar que la sección transversal de
captura del hidrógeno es de moderada importancia para capturar los neutrones térmicos.
Por otro lado, el cloro (Cl) que es igualmente un elemento muy común que puede encontrarse en
el agua de las formaciones, será el elemento más efectivo para realizar la captura de los neutrones
térmicos al tener éste una sección transversal de captura bastante grande. Otros elementos tales
como el boro (B), el litio (Li), el gadolinio (Gd) y el cadmio (Cd), son incluso más efectivos para la
captura de los neutrones tal como se puede observar de la Tabla 5.14, sin embargo, el gadolinio es
un elemento traza no muy frecuentemente encontrado en el agua de formación mientras que el
boro es un elemento comúnmente hallado en las lutitas. La proporción de boro que se podrá tener
en las rocas arcillosas estará relacionado principalmente al tipo de arcilla que se encuentre
constituyendo a la roca, así como también a su salinidad.
Finalmente la principal función que tendrá el registro de porosidad neutrón denominado neutrón-
gamma (GNT), será el análisis del espectro de rayos gamma de captura, esto para estimar la
abundancia de los distintos elementos que puedan estar contenidos en las formaciones (Si, Fe, Ca,
S, Cl y H). Todos estos elementos serán buenos indicadores de litología, salinidad y porosidad de la
formación. Por otro lado, el rango de absorción de los neutrones termales en las formaciones es
utilizado principalmente para indicar la presencia del elemento cloro, el cual se encuentra siempre
presente en las aguas de formación.
5.2.1.3 Herramientas de Neutrones
Históricamente, las herramientas de porosidad neutrón fueron las primeras herramientas que
comenzaron a utilizar propiedades nucleares de las formaciones para la obtención de la porosidad
de las formaciones. Las primeras herramientas de neutrones se encontraban constituidas por
medio de 1 fuente de neutrones de alto rendimiento de energía y 1 solo detector de los mismos,
de tal manera que eran muy afectadas por las condiciones presentes en el agujero. Esta se basa en
ser un sistema constituido por un fleje que mantiene a la herramienta contra la pared del pozo, en
donde el receptor medirá los neutrones epitermales de la fuente. Hoy en día sin embargo, muchas
de las herramientas de neutrones que más se utilizan en la actualidad se centran en la medición
del efecto de dispersión elástica de los neutrones que colisionan con el núcleo de los átomos en

205
las formaciones (neutrones térmicos), y se encuentran constituidas por medio de una fuente
radiactiva emisora de neutrones de altas energías (neutrones rápidos de 4 MeV), así como
también 2 detectores de neutrones (uno lejano y uno cercano) para compensar por diámetro del
agujero y rugosidad del pozo. Estas últimas herramientas son sensibles a los neutrones de bajas
energías, por lo que se puede decir que se centran en la medición de los neutrones termales. Por
razones prácticas, todas las herramientas de neutrones operan con una configuración de
espaciamiento largo, en la que el detector o los detectores que puedan estar alojados en las
herramientas, cuentan con un espaciamiento con respecto a la fuente de por lo menos unos 30 cm
(12”). Es por ello que la principal finalidad de todas las herramientas de neutrones constará de
medir la concentración aparente de átomos de hidrógeno contenidos por unidad de volumen de
roca (su IH o índice de hidrógeno).
Existen una gran variedad de herramientas de neutrones patentadas por las distintas compañías
de servicios dentro de la industria petrolera. Sin embargo, lo que diferenciara a una de la otra será
el tipo de fuente radiactiva que estén utilizando, así como también la cantidad y tipo de detectores
se tengan en las herramientas (estos podrán ser bien termales o epitermales). Lo que miden los
detectores es el flujo de neutrones a un nivel de energía en particular, y cuanta energía pierden
éstos al pasar a través de la formación. Esto permitirá poder distinguir la procedencia de los rayos
gamma de captura de acuerdo con sus diferentes niveles de energía.
Entre las principales herramientas de neutrones que se tienen dentro de la industria petrolera
destacan la serie de herramientas GNT (Gamma Neutron Tools) concebidas en los años 50´s, la
herramienta de porosidad de neutrones de pared SNP (Sidewall Neutron Tool) patentada en los
años 60´s y las herramientas de neutrones compensadas CNT (Compensated Neutron Tools) por
efecto de pozo entubado y espesor de enjarre de lodo patentadas a principios de los años 70´s.
Todas las herramientas anteriores utilizan fuentes radiactivas de neutrones. Así como éstas,
existen del mismo modo herramientas neutrónicas que utilizan aceleradores de partículas como
fuentes generadores de neutrones, de entre las cuales destacan la serie de herramientas PNT
(Pulsed Neutron Tools) o herramientas de pulsos de neutrones.
5.2.1.3.1 Fuentes de neutrones
En la naturaleza no existen elementos químicos que permitan ser fuentes naturales de neutrones,
por lo que en las herramientas de neutrones es indispensable la implementación de ciertas
técnicas para crearlos. Las técnicas pueden ser químicas, por medio de fuentes encapsuladas o por
medio de aceleradores de partículas. Ciertos elementos contienen una mayor cantidad de átomos
y por lo tanto una mayor cantidad de neutrones que otros elementos. Entre dichos elementos se
tiene al berilio (Be).
Las fuentes emisoras de neutrones más comunes se encuentran constituidas por un elemento
químico ligero tal como lo es el berilio, y la combinación junto con algún elemento emisor de rayos
alfa, tal y como pueden ser ciertos isotopos radiactivos como el radio (226
Ra), el plutonio (239
Pu) o

206
el americio (241
Am), esto para que dichos elementos cedan sus neutrones espontáneamente al ser
bombardeado el berilio por medio de rayos alfa (α). Mientras más grandes sean las emisiones de
rayos alfa hacia las fuentes de neutrones, mayores serán los números de interacciones que se
generen en las formaciones, y por lo tanto, mucho mayor será la señal que podrá ser medida.
Este método de producción de neutrones es el más sencillo, confiable y económico dentro de la
gama de herramientas de neutrones que existen. Por ello, algunas de las fuentes de neutrones
más ampliamente utilizadas dentro de las herramientas se encuentran constituidas por medio de
mezclas de americio-berilio (Am-Be) que brindan neutrones rápidos con energías máximas de 4.2
MeV, mezclas de berilio-radio (Be-Ra con energías de 4.5 MeV), mezclas de berilio-polonio (Be-Po)
y mezclas de berilio-plutonio (Be-Pu con energías de 4.5 MeV).
Con esto se puede decir que todas las fuentes de neutrones se encuentran especialmente
diseñadas para brindar neutrones rápidos con una energía inicial de varios millones de electrón-
voltios (la emisión de neutrones con energías por encima de 1 MeV). La manera en que los
neutrones son continuamente emitidos por medio de las fuentes radiactivas se da comúnmente a
altos niveles de energías que varían entre los 4 y los 6 MeV para algunas de las fuentes radiactivas
mencionadas con anterioridad, o bien pueden ser también generados por medio de pulsos a
través de aceleradores de partículas, estos últimos generando neutrones con altas energías de
hasta 14.1 MeV en fuentes de deuterio-tritio (D-T). Esto se logra al acelerar los iones de deuterio a
través de un objetivo impregnado del isótopo del hidrógeno (el tritio) por medio de un generador
de alto voltaje (125 kV).
5.2.1.3.2 Detectores de neutrones
Los detectores utilizados en las herramientas de neutrones para la detección de los rayos gamma
de captura, lo que hacen es medir el flujo de neutrones a un nivel de energía en particular, además
de poder medir eficazmente la cantidad de energía que pierden los neutrones al pasar a través de
la formación. Son capaces de eliminar el efecto de los rayos gamma provenientes de otras fuentes,
incluso aun los rayos gamma naturales y los emitidos por la fuente de neutrones. Esto se logra,
primeramente, en virtud de que cada una de estas radiaciones generadas cuentan con diferentes
niveles de energía al reaccionar con los diferentes materiales que constituyen a las formaciones, y
posteriormente estas partículas serán detectadas por medio de su capacidad de ionización.
Con ello se puede decir que los detectores de neutrones deben satisfacer 3 criterios principales:
• La sección transversal de los átomos con los cuales colisionan los neutrones debe de ser
muy larga para que se puedan generar las reacciones.
• El núcleo atómico del material que constituye al detector debe de ser de una gran
abundancia isotópica.
• La energía que se libere en cada colisión, seguida subsecuentemente de la absorción de
los neutrones, debe ser lo suficientemente alta, esto para poder facilitar su detección.

207
Los materiales que satisfacen las 3 condiciones anteriores son el boro, el litio y el helio (10
B, 6
Li, y
3
He). Con los primeros 2 detectores se utiliza la reacción neutrones-rayos alfa (n, α), ya que las
altas energías de cerca de 4.1 MeV con las que se generan las reacciones (n, α) permiten la
discriminación de los rayos gamma, particularmente cuando se utilizan cristales de yoduro de litio
(LiI), mientras que con el tercer detector se utiliza la reacción neutrones-rayos gamma (n,p). La
manera en que se realiza la detección de los neutrones se da a través de 2 sencillos pasos:
• Primeramente, los neutrones interactúan con el material del que se encuentra constituido
el detector, generándose partículas cargadas energéticamente. El material se adapta de
acuerdo al nivel de energía de los neutrones que uno querrá obtener.
• Las partículas cargadas energéticamente son detectadas a través de su capacidad de
ionización o bien también puede ser a través de su conteo en un contador de centelleo.
El detector que se utiliza con más frecuencia dentro de las herramientas de neutrones se
encuentra constituido de helio, ya que de este se aprovecha la reacción neutrón-rayos gamma que
se genera en él a través de la Ecuación 5.40 para la producción de los neutrones.
𝑯𝒆 + 𝒏𝟎
𝟏
𝟐
𝟑
→ 𝑯𝒆 + 𝒏𝟏
𝟏
𝟏
𝟑
El helio (3
He) es un gas que se utiliza tanto como objetivo con el cual interactúan los neutrones, así
como también como gas de ionización en los conteos obtenidos. Tiene una sección transversal
muy grande, por lo que aumenta considerablemente la eficiencia en la detección de los rayos
gamma de captura. Además, los neutrones rápidos emitidos por la fuente, liberan rayos gamma
de muy alta energía y pueden ser fácilmente discriminados por el (los) detector (es). Por lo tanto,
los detectores en las herramientas de neutrones podrán ser prácticamente los mismos que
aquellos detectores que son utilizados en la detección de los rayos gamma naturales, es decir,
cámaras de ionización, contador Geiger-Müller y contadores de centelleo.
5.2.1.3.2.1 Detectores de rayos gamma
Los rayos gamma de captura pueden ser detectados por medio de contadores Geiger Müller o por
medio de contadores de centelleo que es lo más usual. Este tipo de detectores son los más
comunes dentro de las herramientas neutrón-gamma (GNT), y se centran principalmente en
detectar o contar solo aquellos neutrones que lleguen al detector ser capturados.
Los detectores de rayos gamma sin embargo, pueden tener algunas limitantes, tal como lo es la
desventaja de detectar también los rayos gamma que se originan de las formaciones (los rayos
gamma naturales), por lo que su efecto sobre las mediciones de los rayos gamma de captura
puede llegar a afectar hasta cierto punto las lecturas obtenidas. La manera en que esto se puede
evitar es protegiendo adecuadamente al detector por medio de circuitos electrónicos para que
solo se tomen en cuenta los rayos gamma de captura. Si se llegase a dar el caso de que se junten
los rayos gamma naturales y los rayos gamma de captura, se podrán discriminar uno del otro ya
Ecuación 5.40

208
que la intensidad con la que llegan los rayos gamma naturales al detector es muy baja en
comparación con los rayos gamma de captura, y por lo tanto puede ser discriminados.
Adicionalmente, otra limitante de los detectores de rayos gamma es que debido a que los rayos
gamma que se originan en la formación tienen que viajar hasta la herramienta para poder ser
detectados, pasando a través de la formación y a través de ciertos materiales que puedan estar
presentes en el agujero (tal es el caso de la presencia de cloro que es elemento con una sección
transversal de captura muy grande), esto puede en ocasiones llegar a afectar las lecturas del
registro porosidad neutrón.
5.2.1.3.2.2 Detectores de neutrones termales
Del mismo modo en que existen detectores de rayos gamma en las herramientas de neutrones,
también es posible que las herramientas cuenten con detectores de neutrones termales y
detectores de neutrones epitermales. Un detector termal como bien lo dice su nombre, es un
detector predominantemente sensible a los neutrones termales de bajas energías (0.025 eV)
después de haber colisionado con las formaciones, aunque también será sensible por igual a los
rayos gamma de captura. Es por ello que se puede decir que de este tipo de detectores se
obtendrán lecturas tipo híbridas. Normalmente las herramientas que utilizan este tipo de
detectores se denominan como herramientas termales neutrón-neutrón, o simplemente como
herramientas de neutrones termales.
En la detección de los neutrones termales se prefiere con frecuencia la utilización de helio (3
He),
ya que este elemento cuenta con una gran sección transversal de captura, siendo incluso mayor a
la sección transversal de captura con la que cuenta el boro (10
B). Los protones que se generan
durante la reacción del helio ionizan el gas, generando con ello una variación de potencial en el
detector. Por otro lado, algunos elementos que cuentan con una sección transversal de captura
muy grande tal como lo es el cloro en el agua de formación, así como también lo es el boro en las
arcillas, ambos tienden a disminuir significativamente los conteos obtenidos en las herramientas.
En términos de interpretación, dichos efectos repercuten en las herramientas y en los conteos
obtenidos por medio de los detectores de neutrones termales, ya que brindarán una respuesta
poco confiable en términos de porosidad, específicamente en ambientes sedimentarios muy
salinos o muy arcillosos.
Cabe resaltar que la distribución espacial de los rayos gamma de captura en la formación es
esencialmente la misma distribución que tienen los neutrones termales alrededor de la fuente, es
decir, el número de rayos gamma emitidos por captura de los neutrones rápidos es proporcional al
número de neutrones termales que son capturados. De esta manera se puede decir que lecturas
obtenidas por medio de las herramientas GNT y las herramientas de neutrón termales son muy
similares, a excepción de aquellas zonas que sean ricas en elementos absorbentes de neutrones
como lo son el gadolinio, el cloro y el boro. El conteo de neutrones termales en estas zonas es
considerablemente menor por la presencia de cloro y boro, sin embargo, el conteo de rayos
gamma se incrementará.

209
5.2.1.3.2.3 Detectores de neutrones epitermales
Los detectores de neutrones epitermales como bien lo dice su nombre, basan su principio de
funcionamiento en ignorar las señales provenientes de los neutrones termales y de los rayos
gamma de captura de las formaciones. A diferencia de los 2 detectores anteriores, se puede decir
que este tipo de detector no es afectado por la presencia de elementos que tengan un gran poder
de absorción como lo es el cloro y el boro. Esto permite que los conteos obtenidos en este tipo de
detector sean mucho menos afectados por efectos de la litología y de la salinidad de las
formaciones en comparación con los detectores termales y con los detectores de rayos gamma.
De esta manera se permite que aquellas herramientas que se encuentren utilizando este tipo de
detector reflejen de una manera más precisa el índice de hidrógeno de las formaciones, y en
consecuencia valores de porosidad más reales de las formaciones.
La gran mayoría de los detectores de neutrones epitermales que se utilizan en las herramientas de
neutrones en la actualidad se basan en ser detectores termales, pero con una ligera modificación
en su diseño. Los detectores de neutrones epitermales cuentan con un recubrimiento especial de
cadmio, un elemento que cuenta con una sección transversal de captura relativamente grande,
que le permite ser un gran capturador de los neutrones termales, de tal manera que solo se
permitirá el paso de los neutrones epitermales al detector. Este tipo de configuración en el diseño
de los detectores epitermales no permite que aquellos neutrones de bajas energías lleguen al
detector, por el contrario, si permite el paso de aquellos neutrones que cuentan con energías más
altas, lo que da como resultado el que se tenga un conteo global bajo.
Para poder mejorar la eficiencia en los conteos obtenidos por los detectores epitermales en las
herramientas, su configuración dentro de las mismas es un tanto diferente ya que en lugar de
hacer más grande el espaciamiento entre la fuente y los detectores epitermales, se acorta para
lograr una mayor profundidad de investigación.
5.2.1.3.3 Unidades de medida y calibración de las herramientas de neutrones
Muchas de las herramientas de porosidad neutrón utilizadas hoy en día se encuentran
estandarizadas en unidades aritméticas de porosidad neutrón (o unidades de caliza).
Anteriormente, cada compañía de servicios tenía diferentes unidades para escalar las mediciones
obtenidas por medio de las herramientas de neutrones (conteos por segundo (cps), unidades de
neutrón estándar, unidades ambientales, etc.) pero se mostró poco después de que surgió la Ley
de Archie (1950), que existe una relación consistente entre los valores obtenidos por medio de las
herramientas de neutrones y la porosidad obtenida en formaciones de calizas limpias (calizas sin
arcillosidad).
Por lo tanto, las herramientas de neutrones obtendrán la porosidad real (ɸ) solo en aquellas
formaciones que estén constituidas de calizas limpias, ya que las herramientas se encuentran
calibradas en formaciones de caliza y en agua dulce en unidades API.

210
La unidad API, en el registro de neutrones, fue estandarizada por medio del American Petroleum
Institute en Houston, Texas como la unidad estándar de medición para todas las herramientas de
neutrones que existen en la actualidad. La unidad API puede quedar definida como la milésima
parte (1/1000) de la diferencia de lecturas entre la observada con la herramienta sin una fuente de
neutrones, y la deflexión de la curva de neutrones observada en la herramienta, ahora con una
fuente emisora de neutrones cuando ésta es introducida en un pozo artificial de calibración que
existe en la Universidad de Houston, Texas, sobre una formación de caliza de Indiana de 6 pies.
El pozo artificial de calibración que se encuentra en Houston, Texas tiene una longitud total de 24
pies, un diámetro de perforación de 7 7
/8”, y se encuentra lleno en su totalidad de agua dulce.
Además, se encuentra segmentado por medio de 3 bloques formacionales de referencia, cada uno
de estos bloques constituidos de diferentes tipos de formaciones de calizas libres de material
arcilloso, y cada uno con una longitud total de 6 pies (Figura 5.34). Los bloques corresponden a
una formación de caliza de Cartagena (con una porosidad baja de 1.9%), una formación de caliza
de Indiana (con una porosidad intermedia de 19%) y una formación de caliza de Austin (con una
porosidad alta de 25% respectivamente), todas saturadas en su totalidad con agua dulce. Por
encima de los bloques formacionales de caliza se tiene también otra zona de 6 pies de longitud
constituida por agua dulce al 100%, que sirve de referencia junto con los otros 2 bloques de caliza
restantes para verificar la respuesta de la herramienta de neutrones una vez que a ésta se le ha
realizado la calibración principal, y para simular condiciones de 100% de porosidad.
Figura 5.34 Esquema del pozo de calibración que se encuentra en la Universidad de Houston,
Texas para las herramientas de neutrones (Modificado de Gómez, 1975).

211
En este pozo también se calibran los aparatos que a su vez servirán para calibrar periódicamente
las herramientas neutrónicas empleadas en campo. La zona que se usa para la calibración de las
herramientas es la formación de caliza de Indiana de 6 pies de longitud, que es donde se obtendrá
una deflexión de 1,000 unidades API. Dicho de otra manera, todas las herramientas calibradas
según la escala estándar API, mostrarán una deflexión de 1,000 unidades API cuando pasan frente
a condiciones idénticas a las del pozo de calibración en la formación de caliza de Indiana.
Se puede decir que el pozo de calibración sirve como base para normalizar las lecturas obtenidas
en otros pozos prueba con diferentes tipos de litologías para las herramientas de neutrones, así
como también como base cuando se estén empleando otros tipos de fluidos de perforación.
Mientras que para poder obtener la porosidad verdadera en otra litologías, tales como pueden ser
intervalos de areniscas, dolomías, lutitas, margas, yeso, etc. los valores de porosidad neutrón
podrán ser convertidos a unidades de porosidad mediante la implementación de distintas tablas
de conversión utilizadas por las diversas compañías de servicios que ofrecen los servicios de
registros neutrónicos, así como también puede ser algún método de calibración empírico.
En ocasiones se pueden presentar ciertos casos en los que al no existir una tabla de calibración
adecuada para convertir las lecturas de las herramientas a unidades de porosidad, por lo que se
pueden relacionar empíricamente las lecturas de la herramienta y la porosidad utilizando datos de
porosidad obtenidos en laboratorio sobre núcleos de perforación para un cierto pozo, campo o
región. Otra metodología ampliamente reconocida para poder obtener la porosidad de cierta
litología o formación, consiste en aplicar un método logarítmico. Este método, aunque no tiene
una base teórica en la cual poder respaldarse, prevé que existe una relación linear entre la
respuesta obtenida por la herramienta y la porosidad gráfica por medio de la Ecuación 5.41
𝝓 𝒅𝒆𝒍 𝒓𝒆𝒈𝒊𝒔𝒕𝒓𝒐 = 𝒂 − 𝒃𝑵
Donde:
a y b son constantes.
En caso de que no se tengan datos de núcleos de perforación, la relación linear puede generarse
por medio de la herramienta de neutrones al pasar esta sobre 2 zonas cuyas porosidades ya se
tengan definidas.
5.2.1.3.4 Diferentes tipos de herramientas de porosidad neutrón
De acuerdo con todos los principios mencionados con anterioridad, y en base a la nomenclatura
de los registros de porosidad neutrón, los registros neutrónicos se clasifican principalmente de
acuerdo al nivel de energía que tienen los neutrones que son detectados por las herramientas.
Dicho esto, se puede decir que son 3 las principales herramientas de neutrones que se pueden
tener: aquellas que captan neutrones termales, aquellas que captan neutrones epitermales, y
aquellas que captan los rayos gamma de captura que si bien no son neutrones, son unas de las
Ecuación 5.41

212
partículas de mayor importancia que se tienen en la mediciones de la herramienta para obtener el
índice de hidrogeno de las formaciones.
Hoy en día sin embargo, existen herramientas que permiten la detección tanto de los neutrones
termales como de los neutrones epitermales en las formaciones. Esto se logra al utilizar
combinaciones de arreglos de 2 o más detectores a distintos espaciamiento de la fuente de
neutrones, ya sea que esta se encuentre utilizando una fuente radiactiva o una fuente generadora
de neutrones, como puede ser el caso de que la fuente sea un acelerador de partículas de
deuterio-tritio.
La combinación de las mediciones de neutrones termales y epitermales permite a algunas de las
herramientas más modernas el realizar mejores determinaciones de la porosidad de las
formaciones, y a su vez, la comparación de ambas respuestas permite el poder obtener una mejor
identificación de la presencia de aquellos elementos que cuentan con un gran poder de captura de
neutrones termales tales como el boro y el cloro. Del mismo modo se puede tener una evaluación
más precisa del reservorio y una detección más eficaz de horizontes con contenido de gas en
yacimientos arcillosos, en combinación con las herramientas de densidad.
5.2.1.3.4.1 Herramientas de neutrones-rayos gamma (GNT, Gamma Neutron Tools)
Las herramientas neutrón-gamma son equipos de medición no direccionales que se corren
comúnmente de forma excentrada en los agujeros, esto para lograr que el efecto del pozo incida
en la menor medida posible en las mediciones. Además, las herramientas neutrón gamma se
encuentran calibradas en unidades API y pueden ser utilizadas tanto en agujeros descubiertos
como en agujeros ademados. En aquellos agujeros que tengan un revestimiento de acero, las
lecturas serán menos exactas debido a efectos tales como el peso y la posición de la tubería de
revestimiento, así como la posible presencia de cemento detrás de la misma. En agujeros
descubiertos por otro lado, las lecturas son muy afectadas por la salinidad del fluido, temperatura,
presión, tamaño del agujero, stand-off, enjarre y peso del lodo.
Su diseño se basa en estar constituidas de una fuente de neutrones (comúnmente de berilio-
plutonio, Be-Pu) y 1 solo detector de rayos gamma a un espaciamiento relativamente amplio (de
40 a 50 cm) con respecto a la fuente de neutrones (lo que le permite tener una resolución vertical
de de 15.5" o 19.5"). Dicho detector es sumamente sensible a la presencia de los rayos gamma de
captura de alta energía y a los neutrones termales. Por lo tanto, las herramientas GNT se centran
en la medición de la intensidad y cantidad de rayos gamma generados por efecto de la captura de
los neutrones por medio de contadores de centelleo o contadores Geiger Müller.
5.2.1.3.4.2 Herramientas de neutrones epitermales
Las herramientas de neutrones epitermales son de los registros de porosidad más precisos que se
tienen dentro de las herramientas de porosidad, ya que la respuesta que se obtiene de ellas es

213
mínimamente afectada por la presencia de posibles elementos que cuenten con un poder de
captura muy grande (tales como el cloro y el boro). Estas herramientas, como bien lo dice su
nombre, se basan en la medición de los neutrones epitermales (aquellos neutrones cuyas energías
oscilan entre los 10 eV y los 0.2 eV) en las formaciones, y suelen ser llamadas en ocasiones como
herramientas neutrón-neutrón. La densidad de los neutrones epitermales es esencialmente
sensible a la presencia de átomos de hidrógeno en las rocas, ya que los átomos de hidrógeno son
los principales desaceleradores de neutrones (Figura 5.35), sin embargo, no se debe de subestimar
el poder de desaceleración que pueden tener algunos otros elementos que puedan estar
presentes en las formaciones. La probabilidad de que se generen dispersiones elásticas entre los
átomos de hidrógeno y los neutrones depende en gran medida del número de átomos de
hidrógeno que se encuentren presentes en las zonas que se encuentra investigando la
herramienta (su índice de hidrógeno), por lo que el índice de hidrógeno de la formación puede
estar relacionado directamente a la estimación de su porosidad efectiva (ɸ).
Entre las principales herramientas de neutrones epitermales que existen por parte de las
compañías de servicios, son 2 las que destacan principalmente, la herramienta de porosidad de
neutrones de pared (SNP) y una variante de la serie de herramientas neutrónicas compensadas
(CNT-G), ambas de la compañía Schlumberger.
5.2.1.3.4.2.1 Herramienta de neutrones de pared (SNP, Sidewall Neutron Porosity Tool)
La herramienta SNP, o también denominada herramienta de neutrones de pared, fue diseñada por
la compañía Schlumberger en los años 60´s, específicamente para la detección de neutrones
epitermales en las formaciones (neutrones con energías mayores a los 0.4 eV). El diseño con el
que cuenta la herramienta se basa de estar constituida por medio de una fuente emisora de
Figura 5.34 Esquema que ejemplifica el principio de medición con el que operan las herramientas
de neutrones epitermales (Modificado de Serra, 2008).

214
neutrones (comúnmente de americio-berilio) y un detector de neutrones epitermales (un
contador de rayos gamma Geiger Müller o un contador de centelleo), éste último colocado a una
distancia relativamente corta con respecto a la fuente de neutrones, lo que le permite mejorar
significativamente su profundidad de investigación (de 8"), y proveer a la herramienta de una
resolución vertical de 16". Ambos dispositivos se encuentran alojados sobre una almohadilla o
patín en el diseño de la herramienta. El patín se mantiene presionado contra la pared del agujero
por medio de un brazo mecánico, esto para poder lograr que la herramienta siempre se encuentre
en contacto directo con la pared del pozo, por lo que se puede decir que es una herramienta que
siempre se corre de forma excentrada en el agujero, además de que solo puede ser utilizada en
agujeros descubiertos, agujeros vacios o agujeros llenos de fluido (Figura 5.35). La finalidad de
correr excentrado el registro tiene como principal objetivo el minimizar muchos de los efectos del
agujero que pudiesen afectar las lecturas obtenidas por el detector (por diámetro del agujero,
densidad y salinidad del lodo), y al mismo tiempo obtener un registro tipo calliper del agujero.
La gran ventaja de medir solo los neutrones epitermales de las formaciones radica en que se
logran eliminar en gran medida los efectos perturbadores que se pudiesen generar en las lecturas
por efecto de algunos elementos altamente absorbentes de neutrones termales como lo son el
cloro y el boro. Dichos elementos pueden estar presentes en los fluidos alojados en los poros y en
la matriz de las rocas. Además, la herramienta SNP tiene la gran ventaja de poder corregirse
automáticamente en superficie desde una caja de control, y puede combinarse junto con las
herramientas de neutrón compensado (CNT) y los rayos gamma.
Figura 5.35 Esquema muestra el diseño que tiene la herramienta SNP (Modificado de Gómez, 1986).

215
El registro SNP se encuentra calibrado directamente en unidades de porosidad, ya sea en caliza o
en agua dulce, por lo que proporciona lecturas directas de porosidad si la litología que se está
investigando es conocida.
5.2.1.3.4.2.2 Herramienta de neutrón compensada (CNT-G, Compensated Neutron Tool)
Las herramientas de neutrón compensado, de las cuales se platicará con más detalle un poco más
adelante, se basan en la implementación de arreglos de detectores en su diseño (uno cercano y
uno lejano), esto para reducir los efectos del agujero en las mediciones a realizar. Un caso
particular de este tipo de herramientas es la CNT-G que realiza mediciones de porosidad basadas
en las respuestas obtenidas por medio de un sistema de 2 detectores epitermales y 2 detectores
termales que miden en esencia, los neutrones térmicos y epitérmicos en las formaciones.
En un registro de neutrón CNT-G se obtienen comúnmente 2 curvas de porosidad, una curva de
porosidad neutrón termal y una curva de porosidad neutrón epitermal. Dichas curvas representan
los valores obtenidos por ambos detectores y generalmente tienden a variar entre sí. La curva de
porosidad neutrón termal (ɸN)t es esencialmente mayor que la curva de neutrón epitermal (ɸN)e
debido al efecto que tiene sobre la primera la presencia de elementos absorbentes de neutrones
termales. La curva de porosidad neutrón epitermal por otro lado, tiene la ventaja de ser menos
sensible a la presencia de este tipo de elementos, por lo que su respuesta será más representativa
de la porosidad verdadera de la formación.
5.2.1.3.4.3 Herramientas de neutrones termales
Las herramientas de neutrones termales, por otro lado, se centran en la medición de aquellos
neutrones que tengan un nivel de energía cercano a los 0.025 eV. Dichos neutrones dependen de
2 factores: el primero de ellos es la cantidad de átomos de hidrógeno que puedan estar presentes
en el volumen de formación que se esté investigando, por lo que mientras mayor sea la cantidad
de átomos de hidrógeno presente en las formaciones, mayor será el conteo obtenido de
neutrones termales cerca de la fuente de neutrones, y menor será el conteo de neutrones
termales en el detector que se encuentra más alejado de la fuente (como ocurre con la
herramienta de neutrón compensada CNT). De esta manera, la cantidad de neutrones termales
obtenidos por los detectores, dependerá a la vez del espaciamiento que tengan los detectores con
respecto a la fuente en las herramientas de neutrones.
El segundo factor del cual dependen las herramientas de neutrones termales es la sección
transversal de captura que tengan los diferentes elementos que puedan estar constituyendo a una
roca o formación. En consecuencia, la cantidad de neutrones termales que podrán ser detectados
a una cierta distancia de la fuente de neutrones será directamente proporcional a la presencia de
aquellos elementos que cuenten con un gran poder de captura, por lo que se obtendrán lecturas
bajas de neutrones termales en aquellas formaciones que sean ricas en elementos absorbentes de
neutrones (tales como el samario, gadolinio, cloro, boro, litio y el cadmio cuando el registro se

216
toma en un agujero con tubería de revestimiento). Esto permite que ni la salinidad de los fluidos ni
la litología tengan algún efecto significativo sobre las mediciones.
La principal representante de este tipo de herramientas es la herramienta de porosidad neutrón
compensada (CNT) por parte de la compañía Schlumberger (1970). Esta herramienta se encuentra
constituida por medio de una fuente de neutrones rápidos de americio-berilio y 2 detectores de
neutrones (comúnmente detectores de helio por su gran poder de captura), ambos alojados a
cierta distancia de la fuente (uno lejano y uno cercano a la fuente de neutrones). Dicha
configuración permite que la herramienta pueda minimizar en gran medida varios efectos
presentes en las formaciones, tales como presencia de arcillosidad y cambios bruscos de salinidad
en los fluidos.
5.2.1.3.4.3.1 Herramienta de neutrón compensada (CNT, CNT-A)
El registro de neutrón compensado o registro de doble espaciamiento CNT, es un registro
radiactivo de porosidad cuyo principal objetivo es la obtención de la porosidad de las formaciones,
al permitir reducir muchos de los inconvenientes que se tenían con los otros registros de
neutrones mencionados con anterioridad. Además, sustituye con gran ventaja al registro neutrón-
gamma mencionado con anterioridad, al agregar otro detector de neutrones al diseño de la
herramienta. La herramienta CNT-A consta de de una fuente de neutrones de americio-berilio más
eficaz que en la SNP, y 2 detectores de neutrones termales a una distancia de 15" y 24.7" (38 cm y
63 cm) respecto a la fuente (Figura 5.36). Tienen una profundidad de investigación en las
formaciones de cerca de 12”, y una resolución vertical de 10” sin embargo, puede aumentarse si
se incrementa la distancia que existe entre la fuente y los detectores."
Figura 5.36 Esquema que muestra el diseño que tiene la herramienta CNL

217
Las herramientas CNT se corren comúnmente de forma excentrada tanto en agujeros
descubiertos, agujeros llenos de fluidos o en agujeros ademados (agujeros que cuenten con una
tubería de revestimiento de acero). En agujeros descubiertos las herramientas CNT pueden ser
utilizadas en pozos cuyos diámetros vayan desde las 6" a las 16" por medio de un fleje que
mantiene a la herramienta en contacto con la pared del agujero. Por otro lado, en agujeros
ademados o con un diámetro menor a las 6", la sonda se corre sin fleje, suponiendo que esta sigue
libremente el lado más bajo del agujero.
El principio de medición que utilizan las herramientas compensadas es muy similar al utilizado por
las herramientas neutrón-gamma (GNT), pero con la diferencia de que éstas se basan
principalmente en realizar un promedio de los ritmos de conteos obtenidos por medio de los 2
detectores, lo cual refleja la forma en que la densidad de los neutrones decrece con respecto a la
distancia de la fuente, y que depende en gran medida del fluido contenido en los poros de la roca
(su índice de hidrógeno), es decir, de su porosidad. Esto se debe a que las lecturas obtenidas del
detector lejano son más susceptibles a ser afectadas por efectos del agujero y de las formaciones
adyacentes, sin embargo, esto se corrige por medio de las lecturas obtenidas del detector cercano
que es menos susceptible a dichos efectos, dejando así solo los efectos provenientes de las
formaciones.
Un rasgo sobresaliente de las herramientas de neutrones compensadas es que son herramientas
tipo mandril, y se diseñaron específicamente de esta manera para ser utilizadas en combinación
con otras herramientas de porosidad, tal como lo son las herramientas de densidad, litondensidad
y los registros sónicos de porosidad, tanto en agujeros descubiertos como en agujeros ademados.
Hoy en día se utilizan ampliamente en combinación con las herramientas de densidad
compensada (FDC-CNT) y las herramientas de litodensidad (LDT-CNT), principalmente como
indicador de zonas con contenido de gas. Esto es debido a que el gas contiene un bajo índice de
hidrógeno, por lo que la porosidad aparente obtenida por medio de la herramienta CNT será baja.
Al comparar esta porosidad aparente con la determinada por las otras herramientas de porosidad,
es posible determinar la presencia de gas debido al efecto de excavación que se genera.
5.2.1.3.4.4 Otras herramientas de porosidad neutrón
Las herramientas de neutrones neutrón-gamma (GNT), neutrón-neutrón (SNP) y las herramientas
de neutrones compensadas (CNT (CNT-A y CNT-G)) como bien se mencionó con anterioridad, son
herramientas de neutrones que fueron diseñadas para brindar neutrones rápidos a través de
fuentes químicas de americio-berilio, berilio-plutonio, etc. por medio de las cuales se generan
neutrones con niveles de energías que oscilan entre los 4 y 5 MeV. Sin embargo, existen también
otro tipo de herramientas capaces de generar ráfagas o explosiones de neutrones de mayores
energías (hasta de 14.1 MeV) a través de pulsos periódicos de neutrones, estos últimos generados
por medio de fuentes que se encuentran constituidas de aceleradores de partículas de deuterio-
tritio. A este nuevo tipo de herramientas se les denomina como herramientas de neutrones
pulsadas (PNT, Pulsed Neutron Tool).

218
Una característica sobresaliente de este tipo de herramientas es su gran capacidad para poder ser
empleadas en agujeros ademados, por lo que se convirtieron rápidamente en una poderosa
herramienta para la reevaluación de viejos campos petroleros, y actualmente como una poderosa
herramienta de evaluación petrofísica de todos aquellos nuevos campos petroleros en desarrollo.
5.2.1.3.4.4.1 Herramientas de neutrones pulsadas (PNT)
Las herramientas de neutrones pulsadas se encuentran constituidas por medio de aceleradores de
partículas de deuterio-tritio como fuentes de neutrones de alta energía, y cuentan además dentro
de su diseño con 2 detectores de neutrones sumamente sensibles a los neutrones termales y a los
rayos gamma de captura. Su principio de medición es muy similar al llevado cabo por las
herramientas CNT, pero las herramientas pulsadas se basan principalmente en la emisión de
pulsos de neutrones de muy altas energías (14.1 MeV) y la posterior medición del tiempo
requerido para que una cierta fracción de esos neutrones sean absorbidos por la formación.
Teóricamente, en un medio homogéneo el tiempo requerido para que los neutrones pierdan
progresivamente su energía hasta llegar a ser neutrones termales, puede quedar expresado a
través de una función exponencial en función del tiempo de la siguiente manera.
𝒏 = 𝒏 𝟎 𝒆
−𝒕
𝝉
Donde:
n0= número de neutrones al tiempo t0 en que comienza la detección.
n = número de neutrones termales a un tiempo t medido después de que empieza la detección.
τ = tiempo de decaimiento térmico.
A través de los 2 detectores de neutrones-rayos gamma es que se pueden detectar los cambios
relativos en la cantidad de neutrones térmicos que van quedando en la formación. Dicho proceso
se encuentra en gran medida moderado por el efecto de las numerosas colisiones que se generan
entre los neutrones emitidos por la fuente y los núcleos de los elementos que se encuentran en el
agujero y en la formación. El cloro es uno de los elementos más comunes que se pueden tener en
las formaciones y en los fluidos de las formaciones a profundidad, y destaca particularmente de
los demás por su gran sección transversal de captura, por lo que en formaciones limpias la
respuesta de la herramienta estará determinada principalmente por la presencia de este elemento
en el agua de formación.
A lo largo de la vida de los neutrones, éstos colisionan con los átomos de los elementos que se
encuentran en el agujero y en la formación por efectos de dispersión elástica y dispersión
inelástica, hasta que finalmente alcanzan niveles de energía termales y son capturados por los
átomos de la formación, generándose en consecuencia su correspondiente emisión de rayos
gamma de captura. La intensidad de los rayos gamma de captura dependerá en gran medida de
los átomos de los elementos que se encuentran en el pozo y la formación, permitiendo con ello el
que la respuesta obtenida por parte de las herramientas pulsadas pueda ser utilizada tanto
Ecuación 5.42

219
cualitativamente para la diferenciación entre aquellas zonas que cuenten con contenidos de gas,
aceite o agua de formación, así como también cuantitativamente para la estimación de
saturaciones (saturaciones de agua (Sw) y saturaciones de hidrocarburos (Shr)). Dicho esto, se
puede decir que las herramientas de pulsos de neutrones son las primeras herramientas en su tipo
que permiten calcular saturaciones de los fluidos presentes en las formaciones.
Las principales representantes de este tipo de herramientas las constituyen la serie de
herramientas TDT (TDT-K, TDT-M, etc.) y la herramienta APS, ambas de la compañía Schlumberger.
La herramienta de tiempo de decaimiento termal de neutrones TDT (Thermal Decay Time) tiene
una resolución vertical de 12” (ligeramente mejor a la obtenida con la CNL), y se encarga
principalmente en determinar el tiempo requerido (τ) para que una cierta cantidad de neutrones
disminuya a una fracción de 1/e, que es aproximadamente un 37% de lo originalmente emitido. El
tiempo de decaimiento termal depende a la vez de la sección transversal de captura de la
formación (Σ) y puede quedar expresado de la siguiente manera por medio de la Ecuación 5.43.
𝚺 = 𝟒. 𝟓𝟓/𝝉
La herramienta APS por otro lado, es al igual que la TDT, una herramienta de pulsos de neutrones.
Esta se encuentra constituida por medio de 1 fuente de minitrones (un minitrón es un acelerador
de partículas utilizado para proveer un flujo de neutrones de altas energías) con un detector de
helio (3
He), y 4 detectores de neutrones epitermales, los cuales permiten realizar mediciones de
tipo epitermal sin efectos de matriz en las formaciones. Una característica sobresaliente de la
herramienta APS es que el efecto de la presencia de gas en capas arcillosas es mucho más visible
en el registro debido al reducido efecto que estas tienen sobre la herramienta. Tiene además una
resolución vertical de 4”, por lo tanto, puede medir capas delgadas con espesores hasta de 1 pie.
5.2.1.3.5 Profundidad de investigación de las herramientas
La profundidad de investigación que se puede obtener de las herramientas de neutrones depende
en gran medida de la porosidad que puedan tener las formaciones. Sin embargo, es un tanto
complicado obtener un valor preciso ya que dicho parámetro se encuentra influenciado por varios
factores presentes en el agujero y en la formación, tales como los siguientes.
• El tipo de medición de los neutrones que realizan las herramientas (epitermales, termales
y rayos gamma de captura), así como también la geometría que esta pueda tener.
• La cantidad de átomos de hidrógeno que se tiene en la formación. En formaciones con
cero porosidad se obtienen profundidades de investigación máximas de aproximadamente
1 pie, debido a las bajas concentraciones de átomos de hidrógeno presentes. En
formaciones con mayores porosidades, o bien en agujeros llenos de agua, la profundidad
de investigación de las herramientas se vuelve muy corta, esto debido principalmente a
Ecuación 5.43

220
que los neutrones son desacelerados por los átomos de hidrógeno con mayor intensidad,
y por lo tanto son capturados más cerca del agujero.
• La profundidad de investigación de cada herramienta depende también del espaciamiento
que exista entre los detectores de neutrones y la fuente emisora.
• Por último, el recubrimiento aislante con el que cuentan algunos de los detectores en las
herramientas más modernas, puede convertirse en un agente perturbador de las
mediciones, reduciendo con ello la eficiencia de los detectores, y por lo tanto, se podrían
obtener valores que en ocasiones no son los representativos de la formación.
El registro de porosidad neutrón se gráfica comúnmente en escalas lineales de porosidad neutrón
junto con la respuesta del registro de densidad FDC en los carriles 2 y 3 del registro, o bien, puede
tomarse en combinación junto con el registro sónico de porosidad o el registro TDT.
Simultáneamente, también pueden ser graficados un registro de rayos gamma y un registro de
diámetro del agujero en el carril 1 (Figuras 5.37 y 5.38), lo que permite poder realizar detecciones
más precisas de aquellos intervalos con contenido de gas, así como también una identificación
litológica más veraz, producto de la interpretación de las lecturas obtenidas por medio de la
combinación de herramientas densidad-neutrón. La escala que se utiliza con más frecuencia en el
registro de neutrones es de 0 a 10%, 0 a 15% o bien, también puede ir de un 45 a un 15% de
izquierda a derecha. Los registros de neutrones se encuentran calibrados en formaciones de caliza
limpias, por lo que será solo en este tipo de litología que se obtengan directamente las
porosidades verdaderas de la formación a partir de las lecturas en el registro.
Figura 5.37 Ejemplo de un registro de neutrón epitérmico SNP (Modificado de Gómez, 1975).

221
Figura 5.37 Ejemplo de un registro de neutrón compensado o doble neutrón CNL

222
5.2.3 Correcciones aplicadas al registro de neutrones
5.2.2.1 Factores que influyen en la respuesta de las mediciones de los neutrones
Existen numerosos factores que pueden alterar las respuestas de las herramientas de neutrones,
principalmente en relación al índice de hidrógeno que pueden contener las formaciones. Entre
estos se pueden mencionar los siguientes:
• Cantidad de átomos de hidrógeno presente en las rocas o formaciones.
• Presencia de elementos que cuenten con un gran poder de captura.
• Composición mineralógica de las rocas o formaciones.
• Porosidad (tipo de fluidos alojados en los poros de las rocas).
• Salinidad del fluido de formación (cantidad de cloruros).
• Presencia de hidrocarburos.
5.2.2.2 Factores geológicos que pueden afectar el índice de hidrógeno de las formaciones
Entre éstos, son 5 los principales causantes de que la relación del índice de hidrógeno pueda variar
o de que no sea la representativa de los intervalos que se están investigando:
• El tipo de litología y tipo de fluidos presentes en los poros de la roca.
• Textura de la roca.
• Temperatura.
• Ambiente de depósito.
• Presión.
5.2.2.3 Correcciones en agujero abierto y en agujero ademado
Las herramientas de porosidad neutrón son de las mejores herramientas que existen dentro de la
gran gama de registros geofísicos de pozos al servicio de la industria petrolera para el cálculo de
porosidades y saturaciones en las formaciones, así como también para realizar mejores
interpretaciones litológicas de las formaciones en combinación con la respuesta de las
herramientas de densidad. Sin embargo, existen varios factores de pozo al momento de realizar a
adquisición del registro que pueden perjudicar o alterar en cierta medida las lecturas obtenidas
por los detectores de las herramientas, por lo que será necesario el que dichas lecturas deban ser
corregidas oportunamente por dichos efectos ambientales.
Generalmente, las condiciones óptimas o estándar con las que deben ser adquiridos los registros
de neutrones deben de ser las siguientes:
• Diámetro de agujero de 7 7
/8 de pulgada (0.20 m).
• Agua dulce en el agujero y en la formación.

223
• Que no exista un enjarre en la pared del agujero.
• 24 °C Temperatura.
• A presión atmosférica.
• Que la herramienta se encuentre excentrada y con un buen contacto con la formación.
Si las condiciones en las que se tomó el registro difieren de las condiciones estándar mencionadas
con anterioridad, se realizan las siguientes correcciones por medio de gráficas para la gran
mayoría de las herramientas de neutrones tomadas en agujero abierto:
• Por diámetro de pozo.
• Por espesor de enjarre.
• Salinidad del lodo de perforación.
• Densidad del lodo de perforación.
• Standoff (separación entre la herramienta y la pared del agujero).
• Presión en el agujero.
• Temperatura en el pozo.
• Corrección por litología.
• Por efecto de arcillas.
• Por efecto de hidrocarburos ligeros (gas) e hidrocarburos residuales.
Por el contrario, si las herramientas se corren en agujeros ademados, es necesario realizar
correcciones por los siguientes efectos, igualmente por medio de gráficas para la mayoría de las
herramientas de neutrones:
• Diámetro de agujero antes de cementar.
• Espesor de la tubería de revestimiento.
• Espesor del cemento.
• Peso del lodo de perforación.
• Salinidad del lodo de perforación.
• Temperatura en el pozo.
5.2.4 Aplicaciones de los registros de porosidad neutrón
Los registros de neutrones como bien se ha platicado a lo largo de este subcapítulo, son de las
herramientas más importantes y confiables para la determinación de porosidades, saturaciones de
fluidos e identificación de litologías. Sin embargo, tiene otras aplicaciones que son igual de
importantes, y de entre las cuales destacan principalmente las siguientes:
• Determinación de la porosidad.
• Efecto de las arcillas e hidrocarburos.
• Identificación de la litología (en combinación con otros registros).

224
• Análisis del contenido de arcilla.
• Detección de gas o hidrocarburos ligeros.
• Evaluación de la densidad de los hidrocarburos.
• Correlación entre pozos.
5.2.4.1 Determinación de la porosidad
Esta es sin lugar a dudas una de las principales aplicaciones de los registros de porosidad neutrón.
Las mediciones de los registros neutrónicos, de densidad y sónico dependen no solo de la
porosidad, sino también de la litología de la formación, de los fluidos en los poros y, en algunos
casos, de la geometría de la estructura porosa. Las herramientas de neutrones se basan en este
sentido en la medición del índice de hidrógeno o abundancia de hidrógeno en las formaciones
sedimentarias a profundidad. En formaciones limpias (sin arcillosidad) saturadas de agua por
ejemplo, la principal fuente de hidrógeno se encuentra presente en el agua de formación
contenida en los poros de las rocas (su agua libre y el agua ligada), por lo que la respuesta que se
reflejará de las herramientas de neutrones será en relación al volumen de agua que pueda estar
alojada en los poros, brindando así una respuesta de la porosidad aparente que tengan las
formaciones. Sin embargo, en muchas ocasiones es necesario realizar una calibración a las
mediciones obtenidas por efecto de matriz, ya que la matriz de las rocas comúnmente tiende a
producir ciertos variaciones en las lecturas de porosidad neutrón, incluso aún cuando las
formaciones tengan las mismas porosidades. Una arenisca saturada de agua y con un 20% de
porosidad por ejemplo, se verá reflejada de diferente manera en el registro de neutrón en
comparación con una caliza saturada de agua y con un 20% de porosidad.
La determinación exacta de la porosidad resulta más difícil de obtener si se desconoce la litología
de la matriz, o bien si ésta consiste de 2 o más minerales en proporciones desconocidas. La
determinación se complica todavía aun más cuando existe presencia de hidrocarburos ligeros en
los poros de las rocas, provocando que la respuesta del registro varíe de manera notable de
aquella que se obtiene del agua. Incluso el tipo de estructura porosa en la roca afecta la respuesta
de las herramientas de neutrones. En ese sentido se puede decir que los registros de neutrones y
de densidad responden principalmente a la porosidad total (la suma de la porosidad primaria y la
porosidad secundaria), mientras que el registro sónico responde a la porosidad primaria u original
de distribución uniforme.
Para determinar cualquiera de estas complicaciones son necesarios más datos que aquellos que
proporciona un solo registro de porosidad. Es por ello que comúnmente dentro de la adquisición
de los registros se pueden combinar las lecturas obtenidas por medio los 3 registros de porosidad
(sónico, densidad y neutrón), el factor fotoeléctrico (Pe), la medición del registro de litodensidad y
las mediciones de Torio, Uranio y Potasio obtenidas del registro de espectroscopía de rayos
gamma. La combinación de mediciones dependerá en gran medida de la situación en la que se
estén tomando los registros, sin embargo, el propósito fundamental será la determinación de las

225
mezclas de matrices o fluidos complejos y así obtener una determinación más exacta de la
porosidad.
Se puede decir con esto que los registros de neutrones que detectan neutrones epitermales son
de las mejores herramientas para el cálculo de la porosidad, ya que su respuesta no se ve
influenciada por la presencia de elementos que tengan una gran sección transversal de captura en
comparación con aquellos que detectan neutrones termales.
5.2.4.2 Efecto de las arcillas e hidrocarburos sobre los registros de neutrones
5.2.4.2.1 Efecto de las arcillas
Como la herramienta de neutrón compensada CNL mide principalmente neutrones térmicos en las
formaciones, las lecturas que se obtienen en intervalos arcillosos se ven afectadas por los
elementos que tienen una alta sección transversal de captura de neutrones térmicos, tales como
el boro y el cloro. En este sentido se puede decir que las herramientas de neutrones son sensibles
a la arcilla de la formación, ya que ésta generalmente contiene pequeñas cantidades de boro y
otros elementos que tienen secciones transversales de captura de neutrones térmicos
particularmente altas. Dicho efecto, si es excesivo, puede ocultar la respuesta de la herramienta
en intervalos arcillosos con contenido de gas.
Como se ha platicado ampliamente en este trabajo de tesis, todos los registros de neutrones son
sensibles al índice de hidrógeno contenido en las formaciones, por lo que se puede decir entonces
que son igualmente sensibles al agua ligada y al agua libre que se encuentran en los poros de las
rocas, o dicho de otra manera, es incapaz de separar las arcillas mojadas del agua libre de
formación. El registro de neutrones en intervalos arcillosos refleja comúnmente porosidades
anormalmente altas, principalmente en los intervalos que se encuentren constituidos de lutitas o
minerales arcillosos. Los valores que se pueden obtener en los intervalos de arcillas pueden ir
desde un 75% ∅R
N hasta un 25% ∅R
N, sin embargo, las arcillas típicas generalmente tienen valores
de porosidad alrededor de un 40-50% ∅R
N. Esto se debe principalmente por la presencia tanto del
agua ligada y del agua libre, incrementando con ello la porosidad de la roca, lo que se verá
reflejado en el registro como una porosidad que no es la verdadera de la formación.
Un efecto muy similar puede ocurrir en intervalos que se encuentren constituidos por
combinaciones de minerales arcillosos y materia orgánica en las formaciones, lo que propicia que
se incremente su índice de hidrógeno. En este sentido se puede decir que la materia orgánica
tiene una abundancia de átomos de hidrogeno muy alta por unidad de volumen de roca en las
lutitas. Por tal motivo, se puede decir que el incremento en los valores de porosidad neutrón en
aquellos intervalos que sean ricos de materia orgánica, pueden ser fácilmente visibles
comparando las lecturas del registro de neutrones con las lecturas bajas obtenidas por medio de
un registro de densidad como la herramienta FDC.

226
5.2.4.2.2 Efecto de los hidrocarburos
Las leyes que rigen la relación existente entre los registros de porosidad neutrón y la
determinación de la porosidad verdadera en formaciones limpias son válidas en casos en que se
tenga ya sea agua de formación o aceite en las formaciones sedimentarias a profundidad (ya que
ambos contienen esencialmente la misma cantidad de hidrógeno). El gas por otro lado, es un caso
particular dentro de la medición de la porosidad de las formaciones ya que éste contiene una
concentración de hidrógeno considerablemente muy baja, así como también una baja densidad.
Dicho de otra forma, la respuesta de las herramientas de neutrones a los hidrocarburos ligeros o al
gas, depende de su índice de hidrógeno y de otro factor, el efecto de excavación. Por lo tanto,
cuando el gas se encuentra presente a una distancia suficiente para estar dentro de la zona de
investigación de las herramientas, dichas características provocan que en las herramientas se vean
reflejadas lecturas de porosidad muy bajas (que pueden variar de acuerdo a las temperaturas y
presiones en el agujero). Esta característica del gas permite que la respuesta del registro de
neutrones pueda ser utilizada de manera cualitativa junto con otros registros de porosidad,
principalmente el registro de densidad para la detección de zonas de gas (en base a su efecto de
excavación) e identificar contactos gas/líquido. La combinación de ambas herramientas es a lo que
se le llama registro densidad-neutrón (FDC-CNL).
Se le llama efecto de excavación al efecto que tiene el gas de formación sobre los registros de
neutrones. El término efecto de excavación surge de la comparación que existe entre 2
formaciones A y B, una saturada al 100% con agua dulce, mientras que la segunda contiene la
misma cantidad de agua que la primera, pero ahora con porosidad un poco mayor, siendo el resto
de los poros ocupados por gas (Figura 5.38). Anteriormente, debido a su bajo contenido de
hidrógeno, en los cálculos se consideraba que la porción llena de gas estuviera reemplazada por
matriz de roca adicional sin embargo, se ha encontrado que esta matriz de roca adicional se
"excava" y se sustituye por gas, logrando con ello el que la formación tenga una característica
desaceleradora de neutrones menor a la esperada. En términos del índice de hidrógeno, ambas
formaciones deberían tener una respuesta de porosidad neutrón muy similar sin embargo, no
resulta así por el gas que está ocupando el resto de los poros de la segunda formación.
Figura 5.38 Ejemplo que muestra como se produce el efecto de excavación por
presencia de gas en la matriz de las rocas en las formaciones sedimentarias.

227
La diferencia entre las lecturas de neutrón que se obtienen en ambos casos, considerando
únicamente el índice de hidrógeno y las calculadas considerando la magnitud de los poderes de
moderación de los neutrones en ambas matrices, es a lo que se define como "efecto de
excavación" (Figura 5.38). Este efecto, si no se toma en cuenta en la interpretación de zonas de
gas, puede provocar que se obtengan valores de porosidad demasiados bajos.
5.2.4.3 Identificación de la litología
El uso de los registros de neutrones para la identificación litológica de las formaciones depende
básicamente de un entendimiento de la distribución de hidrógeno en los materiales que
constituyen a las formaciones.
El hidrógeno que detectan las herramientas de neutrones se lleva a cabo principalmente por
medio de 2 combinaciones químicas en los materiales, una que se lleva a cabo entre el hidrógeno
y los átomos de carbono, principalmente en los hidrocarburos, y otro que se lleva a cabo entre el
hidrógeno y el oxígeno, principalmente en el agua. Los hidrocarburos se presentan comúnmente
en forma de gases (etano, metano, butano, etc.), en forma de líquidos (aceites, bitumen, etc.), así
como también en forma de sólidos como lo son principalmente el carbón y la materia orgánica. El
agua puede presentarse en forma líquida rellenando los poros de las rocas, en forma de iones en
zonas constituidas de arcillosas, como agua de cristalización (tal como ocurre en las evaporitas), o
bien en combinación con otros tipos de aguas (esto se da principalmente en rocas ígneas).
En las litologías en las que se tienen todas estas combinaciones de hidrógeno, se ha encontrado
que su índice de hidrógeno cubre casi toda la escala que va de 0 a 1 (Tabla 5.15). El agua pura o
dulce es por mucho el agua cuyo índice de hidrógeno es conocido con precisión ya que su valor es
de 1 sin embargo, los registros de neutrones permiten obtener una reflexión extremadamente
sensible a las características litológicas de las formaciones, y en combinación con otros registros
tales como el de densidad, el efecto fotoeléctrico y el de espectroscopía de rayos gamma, se
puede obtener de forma muy precisa la litología que conforman a las distintas formaciones a
profundidad (Figura 5.38).
Elemento Unidades de caliza porosidad neutrón Índice de hidrógeno
Agua fresca 100 1.0
Agua salada +60 0.9
Cuarzo -2 0.01
Areniscas -2 a 25 -
Calcita -1 -
Calizas -1 a 30 -
Dolomitas 1 a 30 -
Arcillas 25 a 75 0.09 a 0.37
Lignita 52 0.66
Antracita 38 0.40
Metano De 20 a 50 0.49
Tabla 5.15. Valores de porosidad neutrón para algunas de las litologías más
comunes en las formaciones sedimentarias (Rider, 2000).

228
Los registros de neutrón, densidad y sónico interactúan de diferente manera con los minerales que
conforman a la matriz de la roca, a la presencia de gas o aceites ligeros, y a la geometría de la
estructura porosa. Dada las diferentes formas en que interaccionan las partículas con los fluidos y
los minerales de las rocas, resulta de bastante utilidad la comparación directa de las respuestas
obtenidas por los registros de densidad y de neutrón para la detección de zonas con gas, zonas
arcillosas, zonas compactas, etc. de la siguiente manera:
∅R
N ≈ ∅R
D para calizas
∅R
N >> ∅R
D para zonas arcillosas (lutitas)
∅R
N << ∅R
D para zonas con gas
∅R
N > ∅R
D en arenas
∅R
N < ∅R
D en dolomías
5.2.4.4 Análisis del contenido de arcilla
Las arcillas como se menciono con anterioridad, propician que las lecturas en las herramientas de
neutrones se vean afectadas por aquellos elementos que tengan una gran sección transversal de
Figura 5.38 Registro idealizado que muestra el comportamiento de las curvas de rayos
gamma, de densidad y de neutrón al frente de distintos tipos de litologías (Modificado de
apuntes de clase de Registros geofísicos de pozo, 2010).

229
captura, tal como pueden ser el boro y el cloro presentes comúnmente en este tipo de litologías.
Cuando una arcilla es depositada en un ambiente sedimentario, casi el 70% de su volumen original
se encuentra constituido por agua, y a medida que se va sepultando, esta porosidad va
disminuyendo por efecto de la compactación.
En los registros de neutrones se puede obtener cualitativamente el tipo de arcilla que constituyen
a los intervalos arcillosos de acuerdo a la respuesta que estas brindan en base a su índice de
hidrógeno (Tabla 5.16).
Tipo de arcilla
% contenido de
agua
Índice de hidrógeno
Valores de porosidad
neutrón obtenido
Illita 8 0.09 30
Caolinita 13 0.37 37
Clorita 14 0.32 52
Esmectita 18-22 0.17 44
5.2.4.5 Detección de gas o hidrocarburos ligeros
La combinación de las lecturas obtenidas por medio de las herramientas de neutrones y las
herramientas de densidad en las formaciones, son una de las principales técnicas en la evaluación
de zonas con contenido de gas o hidrocarburos ligeros. En el registro de densidad, los
hidrocarburos ligeros o el gas tienden a provocar que se muestre una alta porosidad aparente en
el registro de densidad (que el volumen total disminuya), mientras que la lectura de porosidad del
registro de neutrones disminuye por el efecto de excavación. Este efecto se puede observar como
un cruce de las curvas de ambos registros de porosidad, tal como se puede observar en la Figura
5.38. Este cruce es típico en todas aquellas formaciones que tengan contenido de gas o
hidrocarburos ligeros, siendo la curva del registro de densidad mayor a la curva de registro de
neutrón.
Tabla 5.15. Valores típicos de porosidad neutrón para algunas de las arcillas más
comunes que pueden tenerse en las formaciones (Rider, 2000).

CAPÍTULO 5.- REGISTROS DE POROSIDAD 5.4 Resonancia magnética nuclear (NML)
230
5.4.1 Antecedentes del registro de resonancia magnética nuclear (NML)
Los principios físicos que rigen al registro magnético nuclear (RMN) o también denominado
registro de resonancia magnética nuclear NML (Nuclear Magnetic Log por sus siglas en inglés), han
sido bien conocidos desde finales de la década de los 40´s, poco después de que dicho fenómeno
fuera descubierto en 1945. Desde entonces, ésta se ha convertido en una herramienta de gran
utilidad en ramas de la ciencias como la física, la química, la biología, así como en importantes
aplicaciones dentro de la medicina para el diagnostico de análisis clínicos que involucren la
visualización de los fluidos en el interior del cuerpo. La resonancia magnética nuclear es un
fenómeno cuyo principio de medición se basa en la detección de la inducción nuclear, como se le
llamó originalmente a las propiedades atómicas de los núcleos de ciertos elementos, al ser
inducido sobre ellos un campo magnético externo B0.
Su aplicación dentro de la industria petrolera por otro lado, se encuentra dirigida principalmente a
la determinación directa del volumen total de fluidos movibles por unidad de volumen de roca, ya
sea en agujeros descubiertos rellenos de lodo de perforación, o bien, en agujeros vacíos mediante
la detección de los núcleos de hidrógeno contenidos en los fluidos de las formaciones, así como
una medición de la porosidad independiente de la litología. La aplicación de esta tecnología
permite además adquirir datos esenciales en el desarrollo de mejores modelos de yacimientos y
tomar decisiones rápidas en la definición de intervalos a perforar, lo que beneficia además en la
evaluación del espesor productivo neto y por ende las reservas de los yacimientos. También,
mediante la aplicación de ciertas técnicas especiales, es posible realizar la determinación de la
saturación de aceite residual en las formaciones, y en combinación con otros registros, realizar la
identificación de la permeabilidad de la formación.
La principal diferencia del registro de resonancia magnética nuclear, en comparación con las
herramientas de registros nucleares mencionadas con anterioridad, es que estas últimas permiten
determinar la porosidad, y algunas bajo ciertas condiciones, la saturación de agua. Sin embargo, al
igual que con las herramientas eléctricas, ninguna de las 2 proporciona una indicación directa
aceptable de que los fluidos que contienen las formaciones sean movibles si son solo utilizadas
individualmente, mientras que utilizando un NML si se consigue. Además, el NML basa su principio
básico en no requerir de una fuente emisora radiactiva, ni de un detector de partículas ya que ésta
aprovecha ciertas propiedades magneto-mecánicas que se ha descubierto poseen los núcleos de
los átomos de algunos elementos más importantes que constituyen a la corteza terrestre y a las
formaciones sedimentarias tales como el 1
H, 13
C, 19
F, 23
Na, 29
Si y el 31
P, por mencionar algunos.
5.4.1.1 Principios básicos de medición (Spin nuclear, momento magnético, precesión)
La herramienta NML tuvo sus orígenes en 1945 cuando el físico suizo Felix Bloch junto con el físico
estadounidense Edward Mills Purcell, descubrieron el fenómeno de la resonancia magnética
nuclear del núcleo de ciertos elementos químicos. El principio físico del fenómeno se basa en la
formación de una diferencia de energías de ciertos núcleos atómicos, en presencia de un campo

231
magnético externo B0, generándose con ello, una señal que puede ser eficazmente detectada por
medio de las herramientas que miden la resonancia magnética nuclear de las formaciones.
Algunos núcleos atómicos de los elementos más abundantes y comunes que constituyen a los
fluidos y a las rocas del planeta, particularmente de aquellos elementos cuyos protones y/o
neutrones son disparejos formando el núcleo atómico del Hidrógeno (1
H), tienen la particularidad
de estar girando continuamente sobre sí mismos en presencia de un campo magnético externo y
en la dirección de éste, movimiento que se encuentra directamente relacionado con una
propiedad nuclear denominada “momento de la cantidad de movimiento” (o spin nuclear).
Además, las propiedades magneto-mecánicas de los núcleos que cuenten con un spin nuclear, son
comparables con las características mecánicas de los objetos que giran sobre su propio eje en el
campo terrestre, de la misma manera en que gira un giroscopio alrededor del campo gravitacional
del planeta. A esta propiedad se le denomina precesión (Figura 5.40).
La gran mayoría de los núcleos atómicos de los elementos que constituyen a las rocas y a las
formaciones del planeta producen señales de resonancia magnética muy pequeñas que son
difícilmente detectables por medio de las herramienta NML (particularmente las rocas ígneas y
metamórficas), sin embargo, elementos tales como el Hidrógeno (1
H), el Carbono (13
C), el Flúor
(19
F), el Sodio (23
Na), el Sílice (29
Si) y el Fosforo (31
P) que tienen un número atómico impar de
protones y/o neutrones en su núcleo, permiten que sea posible detectar las resonancia magnética
nuclear en ellos mediante la formación del núcleo del Hidrógeno (1
H).
Figura 5.40.- Representación del fenómeno de precesión que ocurre en los núcleos de los átomos que
cuentan con spin nuclear. En A se ilustra el movimiento de precesión de un núcleo atómico de
hidrógeno en el campo magnético terrestre después de haberse producido en él un desequilibrio
magnético. En B se ilustra el movimiento de precesión en un trompo en el campo de gravedad
(Modificado de Gómez, 1975).

232
Debido a que el núcleo atómico del Hidrógeno se encuentra eléctricamente cargado con una ligera
carga positiva al tener éste un momento magnético característico (spin), al girar su protón éste se
comporta como un pequeño imán giratorio eléctricamente cargado, cuyo eje magnético se
encuentra alineado con el eje de giro del núcleo atómico, entonces asociado al spin nuclear habrá
un “momento magnético nuclear o spin magnético” (Figura 5.41), de tal modo que su orientación
puede ser controlada por los campos magnéticos externos. Estos momentos magnéticos pueden
ser detectados eficazmente por medio de la NML, de donde se logra obtener la localización y la
cantidad de hidrógeno contenido en una muestra de roca.
El hidrógeno es un elemento que se encuentra constituido de solo un protón en su núcleo
atómico, tiene un momento magnético relativamente grande, produce una señal fuerte cuando se
le induce un campo magnético externo, y es además abundante en el agua y en el hidrocarburo
que se encuentra en el espacio poroso de las rocas. Esto permite que la herramienta NML
responda directamente al comportamiento de los núcleos de hidrógenos (protones) de los fluidos
contenidos en los poros de la roca, en presencia de un campo magnético estático y de una señal
de radio frecuencia (RF). Debido a esta característica es que se propuso darle una aplicación a la
resonancia magnética nuclear dentro de la industria petrolera para la evaluación de fluidos
movibles en las formaciones.
No fue sino hasta poco después de los años 50´s que se comenzaron a desarrollar las primeras
herramientas que utilizaban la resonancia magnética nuclear como principio de medición, para
aplicaciones en la industria petrolera así como en geotermia, en empresas como Schlumberger,
Socony Mobil Oil Company y el California Research Corporation. Fue la compañía Chevron en 1950
la primera en desarrollar y patentar una herramienta que utilizara exitosamente la resonancia
magnética nuclear. Esta alineaba los protones de la tierra utilizando el campo magnético de la
tierra, y 10 años más tarde para 1960, se corrió el primer registro NML.
Una de las principales aplicaciones que se le dio a la primera herramienta de registros era la
cuantificación del alquitrán contenido en los reservorios californianos, que en comparación con los
aceites más ligeros y el agua, en los aceites más pesados los átomos de hidrógeno tardan más en
responder a un campo magnético inducido y en consecuencia, a perder más rápidamente la
Figura 5.41.- Representación del spin magnético del núcleo del átomo de hidrogeno.

233
precesión adquirida en el momento en que se deja de inducir dicho campo magnético (o en otras
palabras, se “relaja” con mayor rapidez). Esto representa hoy en día una de las aplicaciones únicas
y más interesantes de los registros NML.
5.4.1.2 Herramientas que utilizan la resonancia magnética nuclear como principio de medición
En la actualidad, la gran mayoría de las herramientas que utilizan resonancia magnética nuclear se
centran en la implementación de la tecnología de secuencias de eco-pulsos, que permite eliminar
el efecto de campos magnéticos no uniformes e incrementa la resolución de la señal en el registro
NML. Estas se encuentran constituidas por magnetos permanentes, así como un sistema que
proveé de pulsos magnéticos controlables de radiofrecuencias (RF) que permite realizar las
mediciones de los tiempos de relajación térmica T1 y T2 simultáneamente. En sus comienzos, el
diseño básico de la herramienta NML se basaba en el diseño de Brown y Gamson (1960), pero
poco tiempo después para 1978, se comenzaron a utilizar herramientas eco-pulsadas que fueron
seguidas posteriormente para la década de los 80´s y los 90´s, por los diseños de NUMAR una
subsidiaria de Halliburton con el diseño de la herramienta MRIL, por Schlumberger con el diseño
de las herramientas CMR (Figura 5.42) y por Baker Atlas con el diseño de la MR Explorer (MREX).
Así como estas, también existen herramientas de resonancia magnética nuclear que realizan las
mediciones de los fluidos movibles en tiempo real (LWD), pero éstas se abarcarán más adelante en
el Capítulo 8 (Subcapítulo 8.3).
En el caso particular de la herramienta CMR de Schlumberger, la geometría del diseño del patín de
la herramienta permite que se tenga una alta resolución vertical de 15 cm, una investigación de un
volumen muy pequeño de formación de 1” dentro de la formación (2.5 cm) y una influencia
mínima en la señal por efectos de la rugosidad del pozo y del enjarre. Por otro lado un fleje
excentralizador mantiene a la herramienta en contacto directo contra la pared de pozo,
asegurando generalmente un buen contacto en la mayoría de los diámetros de perforación.
Figura 5.42.-Representación de las herramientas que utilizan resonancia magnética nuclear como
principio de medición de los fluidos movibles en las formaciones. A) Configuración de la
herramienta MRIL de la compañía Halliburton, B) Configuración de la CMR de Schlumberger.

234
Otra ventaja sobresaliente en cuanto a la CMR resulta en que su calibración es muy sencilla, y
consiste en colocar a la herramienta en un contenedor de agua contra el patín para simular una
porosidad del 100% o bien dejar a la herramienta suspendida en el aire para simular una
porosidad del 0%. Dentro de la herramienta un sensor tipo patín montado a un costado de la
herramienta contiene 2 imanes permanentes que generan un campo magnético enfocado 1000
veces más fuerte que el campo magnético de la tierra, permitiendo con ello una polarización
completa de los núcleos de hidrogeno en la formación, mientras que una antena transmisora-
receptora alojada en el equipo, será la que generará secuencias de pulsos magnéticos a las
formaciones, recibiendo posteriormente las señales de resonancia magnética nuclear (spin-eco)
provenientes de la alineación de los protones .
Esta tecnología en la NML permite que la herramienta sea de tan solo 4.3 m de longitud, y que
pueda ser además fácilmente combinable con otras herramientas de registros de pozos tales como
un rayos gamma espectral, registros de densidad, etc. con lo que se puede determinar además la
presencia de minerales accesorios pesados que puedan cambiar la evaluación de la zona de
interés.
5.4.2 Principio de medición del NML
La secuencia de medición con la que opera la herramienta NML comienza con la alineación de los
núcleos de hidrógeno, seguida posteriormente por la reorientación, la precesión y los repetidos
desfases y reenfoques de los spins. Dicha medición dependerá del tiempo de relajación
longitudinal T1 y el tiempo de relajación transversal T2, cuya duración es de solo unos segundos.
En general, el método de NML es una medición dinámica, lo que significa que ésta depende de
cómo se adquiera.
5.4.2.1 Polarización y tiempo de relajación térmica longitudinal T1
El primer paso dentro del ciclo de mediciones de la NML consiste en polarizar los protones que
cuentan con un spin magnético, a un campo magnético estático llamado B0. Este método consiste
en enviar una corriente eléctrica a través de una bobina alojada en el equipo, que generará un
campo magnético estático y constante B0 en el agujero y en la formación, que es
aproximadamente perpendicular al campo magnético terrestre y 1000 veces más fuerte que éste
(también denominado como campo polarizante B0). En zonas o formaciones con contenido de
hidrocarburos, el momento magnético (o spin magnético) de los protones de hidrógeno del aceite,
del gas y del agua, comenzarán a generar una precesión alrededor de las líneas de campo
magnético estático B0, hasta alinearse (polarizarse) en la dirección del eje de dicho campo. Tal
precesión estará determinada por la fuerza del campo magnético aplicado y el tiempo que tarden
en alinearse los protones, que dependerá a su vez del ritmo de intercambio de energía entre el
núcleo del átomo que precesiona y la matriz que lo rodea. Esta alineación solo toma unos cuantos
segundos, y al tiempo necesario para lograr alcanzar esta condición de equilibro se le denomina
tiempo de polarización (TP) o magnetización longitudinal.

235
Después de que los protones han sido alineados en la dirección del campo magnético estático, se
dice que estos se encuentran polarizados. Este proceso no ocurre inmediatamente, pero se
incrementa exponencialmente en el tiempo con una constante de tiempo denominada tiempo de
relajación térmica longitudinal (T1). Este tiempo dependerá de la movilidad de los protones y de
las fuentes de campos magnéticos concentrados en la formación. De esta manera se puede decir
que T1 es el tiempo necesario que requieren los protones para reorientar sus spins magnéticos en
la dirección del campo magnético estático B0 después de un tren de ecos, y es además el tiempo
necesario que le toma a la magnetización el poder alcanzar el 63% de su valor final. Mientras que
3 veces el tiempo de relajación térmica longitudinal T1 representará el tiempo en que se logra un
95% de la polarización de los protones (Figura 5.43).
Este último dato es de gran utilidad dentro de la interpretación del registro de resonancia
magnética nuclear, para la evaluación de formaciones con contenidos de agua o aceite. En los
líquidos los tiempos de relajación T1 dependen, en forma muy general, de la “viscosidad”. Si esta
es muy alta, el tiempo de relajación térmica será corto (Figura 5.44). Mientras que en fluidos de
viscosidades bajas, el tiempo durante el cual el campo de un protón actúa sobre el de otro es muy
corto, incluso menor que el requerido para que el protón cambie de posición y por lo tanto, que se
produzca un cambio en su campo. Por el contrario, si estos cambios de posición son muy rápidos,
el efecto de un instante puede oponerse al del siguiente, desfasándose las acciones entre
protones y destruyéndose las señales del registro.
Se puede decir que el medio ambiente en el que se encuentren contenidos los fluidos en las
formaciones será lo que modifica los tiempo de relajación térmica T1, al igual que los parámetros
texturales que tienen una enorme influencia en la porosidad y la permeabilidad de la formación.
Por ejemplo, el agua, el aceite y el gas tienen un comportamiento de relajación T1 muy diferente
cuando se encuentran en un medio poroso debido a los efectos de la superficie de la roca.
Figura 5.43.-Esquema que muestra como se realiza la polarización de los núcleos de hidrogeno al
inducir sobre ellos un campo magnético externo B0.

236
5.4.2.2 Reorientación de los spins
Una vez que se ha alcanzado el equilibrio de los protones dentro del campo polarizante B0, el
segundo paso dentro del ciclo de mediciones del registro NML, consiste en volcar o redireccionar
la magnetización realizada en un plano longitudinal B0, a un plano transversal perpendicular 90°
con respecto al primero. Éste volcamiento se logra en la herramienta NML de manera efectiva por
medio una bobina en la herramienta que genera una señal de radiofrecuencia (RF) de un pulso
electromagnético oscilante a la frecuencia de Larmor (que generalmente es de 2.3 MHz), creando
con ello un campo magnético polarizante (B1) perpendicular al campo magnético estático B0 en las
formaciones (Figura 5.45).
Desde el punto de vista de la mecánica cuántica, si un protón se encuentra en un estado de menor
energía, absorberá parte de la energía del campo magnético polarizante B1, y brincará a un estado
de mayor energía. La aplicación de este campo también provoca que los protones precesen en
fase unos con los otros, de manera que dicho cambio en el estado de energía y en la precesión en
fase de los protones, es a lo que se le llama resonancia magnética nuclear.
Figura 5.44.- Relación entre tiempo de relajación térmica y viscosidad para aceites crudos.
Figura 5.45.- Reorientación de los protones mediante la aplicación de un campo oscilante B1.

237
Por lo general, la frecuencia de precesión o de resonancia característica de la secuencia de pulsos
que emite el campo oscilante, viene dada por la Ecuación 5.44:
𝒇 =
𝜸 𝑩 𝟎
𝟐𝝅
Donde “f” es la frecuencia del campo B1 llamada frecuencia de Larmor; y “𝛾” es una constante
llamada el radio giromagnético de los núcleos, que es una medición de la fuerza del magnetismo
nuclear (para el hidrógeno (1
H) ésta es igual a 42.58 MHz y de 10.71 MHz para el carbono (13
C)).
Estos parámetros son ajustados por el equipo para lograr que la nueva orientación de los protones
sea de 90° con respecto al campo magnético estático inicial B0, permitiendo que los protones
precesen en fase en planos transversales.
Inicialmente los protones precesionan al unísono en fase en planos transversales cuando se es
aplicado un campo magnético perpendicular B1 con respecto al campo magnético B0. Al hacer
esto, generan un pequeño campo magnético a la frecuencia de Larmor que es inmediatamente
detectado por una antena en la herramienta como una señal. Esto constituye el principio básico de
medición de la herramienta NML. Pero debido a que el campo magnético estático inicial B0 no es
perfectamente homogéneo (presenta variaciones) debido a su gradiente magnético, así como
también debido a ciertas interacciones moleculares que ocurren en algunos materiales, entonces
los protones de los fluidos contenidos en las formaciones comenzarán a precesar libremente a una
frecuencia característica de 2 kHz, diferente a la frecuencia de Larmor una vez que la acción del
campo oscilante B1 es suspendido. Esto provoca que los protones de los átomos de hidrogeno
vayan perdiendo gradualmente su sincronización o coherencia, hasta realinearse nuevamente con
el campo B0, es decir, la precesión entre protones ya no se dará en fase unos con los otros
(también conocida como precesión libre).
Ante tal situación, y debido a las imperfecciones del campo B0, la medición de la magnetización en
la dirección transversal será detectada en la antena como un rápido decaimiento de la señal, que
es básicamente un aumento en el desfase entre los protones, así como una disminución de la
magnetización neta existente entre ellos. Este desfase de los protones en la señal de decaimiento
emitirá un pequeño voltaje decadente (V) de corriente alterna (AC) a la frecuencia de precesión,
que puede ser medida en la bobina de la herramienta usualmente como una ondícula de
sinuosidad decayendo exponencialmente (Figura 5.45), conociéndose a dicho fenómeno como
caída de inducción libre (FID, Free Induction Decay por sus siglas en inglés). Dicha caída de
inducción estará caracterizará por la amplitud al inicio de la precesión y la frecuencia de cada
señal, mientras que la constante de tiempo (de pocos microsegundos) del decaimiento que regirá
a dicho proceso de relajación, se le conoce como tiempo de relajación spin-spin (T2*).
La transición entre un estado de equilibrio al otro no será instantáneo (cuando un campo
magnético externo es aplicado o bien es retirado), sino que tomará una cierta cantidad de tiempo
que dependerá en gran medida de la estructura del material que contiene los núcleos de
hidrógeno, así como de la concentración de impurezas que pueda contener el material. En este
Ecuación 5.44

238
sentido se puede decir que el tiempo de relajación spin-spin (T2*) estará caracterizado por el
tiempo que le tome a los protones polarizados en cierto campo magnético, recuperar su estado
original después de haber suspendido la acción del campo magnético B1, así como el tiempo que
le toma a la magnetización transversal en decaer a 37% de su valor inicial.
5.4.2.3 Secuencia spin-eco
El desfasamiento producido por las variaciones del campo magnético estático B0 es reversible. Al
aplicar un pulso magnético de 180°, de la misma intensidad del pulso inicial de 90°, los protones
en precesión se revierten en el plano transversal y se produce un reenfoque de los spins
desfasados. En efecto, el orden de la fase de los vectores de magnetización transversal estarán
ahora revertidos, de tal manera que continuará el movimiento de precesión pero ahora los
protones más lentos pasarán a ser los primeros, y los rápidos pasarán a ser los últimos. En muy
poco tiempo los protones lentos alcanzarán a los rápidos de manera que todos precesarán
nuevamente en fase, produciéndose con ello una señal de magnetización coherente en la antena
(conocida como eco) a medida que son reenfasados. A este proceso de secuencias de pulsos y
ecos se le conoce como spin-eco o como la técnica del pulso-eco. Los ecos de resonancia
magnética permiten cuantificar la granulometría y tamaño de los poros, pudiendo entonces
calcular la permeabilidad de las rocas.
Ya que un solo spin-eco decae muy rápidamente, por lo general en las mediciones de resonancia
magnética nuclear, los pulsos de 180° pueden ser aplicados repetitivamente varios cientos de
veces en forma de secuencias de pulsos (NE), esto para reenfasar los componentes de
magnetización y generar con ello series de spins-ecos que pueden ser graficadas. Las señales
adquiridas de estos spins-ecos se caracterizarán por el espaciamiento en tiempo que exista entre
Figura 5.45.- Señal típica de resonancia magnética nuclear y estimación de índice de fluido libre
por medio de la curva de decaimiento de inducción (Modificado de Serra, 2008).

239
ellos (o tiempo inter-eco TE), lo cual que varía de acuerdo a la herramienta o al objetivo de la
investigación.
El desfasamiento de los protones causado por las interacciones moleculares es irreversible, es
decir, la amplitud de cada eco es relativamente menor que la anterior, lo que permite que pueda
ser monitoreada midiendo el decaimiento de la amplitud spin-eco en el tren de ecos de la
secuencia CPMG. La señal obtenida tendrá una constante de tiempo característica denominada
tiempo de relajación transversal T2. El proceso es similar al desfase debido a que B0 no es
homogéneo, pero con la diferencia que los protones lentos no alcanzaran a los rápidos como
consecuencia de las interacciones entre ellos y con las paredes de poro. Por esta razón cada eco
tendrá menor amplitud que el anterior, observándose un decaimiento con el tiempo.
5.4.2.4 Secuencia CPMG y tiempo de relajación transversal T2
La técnica de secuencias de pulsos, que comprende un pulso de 90° que gira la magnetización de
los protones a un plano transversal 90° con respecto a B0, seguida por una serie de pulsos de 180°
para reenfocar los spins desfasados, se le conoce como secuencia CPMG debido a sus inventores,
Carr, Purcell, Meiboom y Gill. El espaciamiento entre ecos que por lo general se utiliza es entre
320 µseg. y 1200 µseg. El principal propósito de la técnica de secuencia de pulsos CPMG, es que
ésta compensa el desfasaje causado por las variaciones del campo magnético constante B0, sin
embargo, las interacciones moleculares que también causan desfasaje en los protones es un
proceso irreversible.
Una vez que éste desfasaje ocurre después de una secuencia de pulsos CPMG, los protones
pierden completamente su coherencia y no pueden ser reenfocados, de tal manera que el tren de
ecos de la secuencia CPMG decaerá. A este decaimiento característico de la amplitud de los spins-
ecos se le conoce como tiempo de relajación transversal T2 porque ocurre precisamente en el
campo transversal al campo magnético inicial B0 (Figura 5.46), y en donde los picos de amplitud de
las señales conformarán la curva de decaimiento T2. Este proceso está relacionado directamente
con las propiedades petrofísicas de las rocas tales como porosidad de fluido movible, tamaño de
poro y permeabilidad de la roca.
Figura 5.46.- Decaimiento de T2 Y T2* después de una secuencia de pulsos CPMG
(Modificado de Rodríguez, 2004).

240
Después de cierto periodo de tiempo igual a varias veces el de tiempo relajación transversal T2, el
decaimiento de la magnetización transversal estará completo, de manera que posterior a ello, los
protones perderán completamente su coherencia, siendo imposible el poder reenfocarse
nuevamente. Al finalizar cada secuencia de pulsos CPMG los protones estarán completamente
orientados de nuevo al azar, retornando a su posición de equilibrio paralelos a la dirección del
campo B0. Este proceso ocurre a una constante de tiempo característica que es el tiempo de
relajación longitudinal T1, y solo una vez que ha transcurrido el tiempo T1 es posible realizar
nuevamente la medición de decaimiento T2.
5.4.2.5 Mecanismos de relajación térmica en rocas saturadas.
Existen 3 tipos de mecanismos de relajación que influencian en la respuesta de los tiempos T1 Y T2
respectivamente. Estos se mencionan brevemente a continuación:
• Relajación con la superficie de poro: las moléculas en los fluidos se encuentran continuamente
en movimiento (movimiento browniano) y se difunden en el espacio poroso, chocando con la
superficie del poro varias veces durante una medición de NML. Cuando esto ocurre, se dan 2
tipos de interacciones:
1.-Los protones pueden transferir energía nuclear a la superficie del poro permitiendo que se
reorienten con el campo magnético estático B0 (componente de T1).
2.-Los protones sufren un desfase que es irreversible (que es componente de T2).
De esta manera la relajación por superficie de poro tiene una gran influencia sobre T1 y T2. La
habilidad que tiene la superficie de los poros en relajar los protones es denominada relaxividad
superficial “ρ” (que es la capacidad que tiene las paredes del poro en permitir la relajación
magnética). Por ello, el tamaño de los poros influye enormemente en el proceso de relajación T2
dado que la velocidad de relajación depende de la frecuencia de colisión de los protones con los
granos y de la relación superficie-volumen (S/V). Mientras más pequeños sean los poros, la
relación S/V es alta, y mayor será el número de protones cercanos a las paredes de poro y por lo
tanto T2 decaerá con mayor velocidad, lo que se traduce en tiempos de relajación cortos (Figura
5.47) y viceversa para tamaños de poro más grandes. De esto se puede obtener información de los
tamaños de los poros, y eventualmente del tipo de fluido que alberga la roca. Para un poro simple,
la magnetización del spin decae exponencialmente, y puede ser representada por la Ecuación 5.45
como:
𝟏
𝑻 𝟐
= 𝝆 𝟐 ∙
𝑺
𝑽
De manera similar puede quedar también expresada la ecuación para T1. De esto, la
magnetización total del reservorio no será más que la suma de la señal proveniente de cada poro,
Ecuación 5.45

241
y donde la suma de volúmenes será igual al volumen de fluido del reservorio, es decir, su
porosidad.
• Relajación por difusión molecular en un gradiente del campo magnético: cuando existen
gradientes en el campo magnético estático B0, el movimiento molecular puede causar un
desfase y por lo tanto, una relajación de T2, mientras que T1 no se ve afectado. Por otra parte si
no existe un gradiente del campo magnético, entonces la difusión molecular no causa una
relajación.
• Volumen de fluido ligado: la relajación puede ocurrir en los fluidos ligados, aunque en muchos
casos puede ser despreciable. Sin embargo, puede haber casos como por ejemplo en los
carbonatos, donde la presencia de vúgulos o cavidades rara vez permitan que exista un choque
de los protones de hidrogeno con la superficie del vúgulo o cavidad.
De la misma manera puede ser de importancia cuando existen hidrocarburos en las rocas,
especialmente en los casos donde las viscosidades del aceite sean muy altas. A mayor
viscosidad, los tiempos de relajación T2 son cortos.
5.4.2 Presentación del registro NML
La representación gráfica del registro NML no se encuentra completamente del todo definida, ya
que dicha herramienta puede ser combinable casi con la gran mayoría de las herramientas de
registros que existen actualmente en la industria. Algunas muchas de las curvas que puede tener
un registros de NML pueden ser, un calliper, un rayos gamma, espectroscopía de rayos gamma,
potencial natural, curvas de resistividad somera, media y profunda de herramientas como la AIT y
la RT Scanner, curvas de porosidad densidad, etc. por lo se podría decir que es de gran ayuda
como complemento en la determinación de zonas arcillosas, formaciones permeables,
identificación de intervalos con fluidos movibles (contenidos de hidrocarburos, agua y gas), etc.
Sin embargo, se puede decir que la razón de ser de las herramientas de NML va encaminada a
proporcionar medidas de diferentes tipos de porosidad relacionadas con la formación. Primero,
responde a la cantidad del fluido en la formación. Segundo, suministra información acerca del
tamaño y estructura de los poros en la formación, características que no se obtiene con otro
registro de porosidad convencional. Esto permite que la herramienta pueda realizar una mejor
descripción de la movilidad del fluido, ya sea fluido ligado o libre, así como la evaluación del
yacimiento (el espesor productivo).
5.4.3 Factores que repercuten en la señal del registro NML
Uno de los principales problemas que se tuvieron con las primeras herramientas NML era que
éstas se veían muy afectadas por la presencia de minerales magnéticos en las rocas o en el fluido
de perforación, ya que estos producían efectos de interferencia en la señal que había que eliminar.
Anteriormente esto se corregía agregado ciertos aditivos magnéticos como la magnetita dentro

242
del lodo de perforación. Sin embargo, hoy en día el uso de poderosos imanes artificiales junto con
la técnica eco-pulsada, ha permitido que dicho problema haya sido resuelto.
5.4.3.1 Factores litológicos, texturales y ambientales que influyen en la respuesta del NML
Los parámetros litológicos y texturales de las formaciones, junto con ciertos factores ambientales,
son las principales causas de que ciertas herramientas que utilizan la resonancia magnética
nuclear, no detecten eficazmente los átomos de hidrogeno de los fluidos movibles contenidos en
los poros de las formaciones permeables. Entre los parámetros litológicos destacan la composición
mineralógica de las rocas como bien puede ser la cantidad y tipo de arcilla presente (caracterizada
por su capacidad de intercambio catiónico (C.E.C) con el agua), su distribución a lo largo de toda la
formación y el fluido que estas puedan albergar (gas, aceite y/o agua). Mientras que los
parámetros texturales tendrán influencia sobre la porosidad y la permeabilidad de la roca a partir
de la porosidad total (tipo de porosidad), el tamaño y acomodo o empaque de los granos, si éstos
se encuentran cementados o no, así como su distribución. Ambos pueden llegar a alterar el tiempo
de relajación térmica de la herramienta NML, y en ciertos casos incluso volver indetectable la
presencia de ciertos fluidos debido ya sea por su gran viscosidad, su bajo contenido de hidrógeno,
o bien debido a la condición de la roca que alberga a dicho fluido.
Por otro lado, entre los factores ambientales más importantes que pueden afectar la señal de la
NML en la detección de los átomos de hidrógeno, tenemos: variaciones en las temperaturas de
formación, vibraciones y golpeteos de la sarta y las herramientas de perforación, modificaciones
en las velocidades de penetración, cambios en las salinidades (provocando interferencia en la
señal) así como la posible difusión de las partículas medidas.
5.4.4 Aplicaciones
Toda la información sobre granulometría, tamaño de poro, permeabilidad efectiva, fluidos
capilares e irreducibles y volumen poral disponible para la acumulación de hidrocarburos, conduce
a realizar descripciones de yacimientos más completas y al desarrollo de mejores modelos de
yacimientos. Además, en combinación con otros registros como el registro de rayos gamma
espectral, densidad y otra medición de porosidad, se logra determinar la presencia de minerales
accesorios pesados que pueden cambiar la evaluación de la zona de interés. La aplicación de esta
tecnología permite también tomar decisiones rápidas en la definición de intervalos a perforar,
ayudando además a evaluar el espesor productivo neto y por ende las reservas de un campo. A
continuación se detallará cada una de las aplicaciones más importantes que tiene el registro de
resonancia magnética nuclear dentro de la industria petrolera.
5.4.4.1 Determinación de la porosidad
La determinación de la porosidad total de las formaciones, es prácticamente independiente de la
litología o de la composición mineralógica de los reservorios, logrando de esta manera que su
medición sea una de las herramientas más útiles para la identificación de ciertos tipos de

243
reservorios, como lo son aquellos que se encuentran constituidos de litologías mixtas y litologías
complejas. Esto se encuentra relacionado al hecho de que el hidrógeno presente en los sólidos y
en el agua ligada a las arcillas, tienen tiempos de relajación T2 lo suficientemente cortos como
para ser detectados por la herramienta. En rocas carbonatadas por ejemplo, la herramienta NML
medirá esencialmente la porosidad total, pudiendo ser además de gran ayuda como complemento
de otras herramientas tales como la de densidad, neutrón y sónico.
Tanto la curva T1 como la curva T2 pueden ser útiles para la medición de la porosidad y sus
componentes tales como el agua ligada a las arcillas (CBW, Clay Bound Water), volumen de agua
irreducible (BVI, Bulk Volume Irreducible), así como el volumen de agua móvil (BVM, Bulk Volumen
Movable). Actualmente muchas de las herramientas que utilizan NML en sus mediciones utilizan
más comúnmente T2 que es más fácil de medir, además de que la integración del área bajo la
curva de la distribución de T2 resulta en la porosidad total de la NML separándola en sus
diferentes componentes de porosidad (Figura 5.48). Sin embargo, el utilizar tanto T1 como T2
permitirá tener datos más precisos, así como un mejor análisis en la determinación de la
porosidad.
5.4.4.2 Determinación de FFI (Free Fluid Index) o índice de fluido libre y BFV (Bulk Fluid
Volume) o volumen de fluido ligado
En experimentos de laboratorio y en campo se ha visualizado que el índice de fluido libre que
detecta la herramienta NML, son solo aquellos fluidos movibles que potencialmente se pueden
producir, es decir, aquellos que se encuentren contenidos en tamaños de poro lo suficientemente
grandes como para extraerlos. Es así como el valor del índice de fluido libre FFI y el volumen de
Figura 5.48.- Distribución volumétrica asociada a la distribución del tamaño de poro y del área
bajo la curva que corresponde a la porosidad total del registro NML (Modificado de Serra, 2008).

244
fluido ligado BFV se determinarán aplicando un tiempo de corte, denominado T2 de corte, a la
distribución del tiempo de relajación transversal T2.
El área bajo la curva a la derecha del valor de corte indica los poros grandes donde se encuentran
los fluidos producibles (agua y petróleo), y el área a la izquierda del área de corte, representa los
poros pequeños que contienen los fluidos que se encuentran atrapados por presión capilar,
incapaces de producir (fluidos ligados). Para obtener dicho valor se grafican las distribuciones de
T2 para muestras 100% saturada de agua (un núcleo), y su comparación con otra distribución que
se obtiene después de la centrifugación de la muestra a una presión capilar determinada, cuya
curva se le conoce como curva de distribución de fluido ligado. La integración de ambas produce la
denominada porosidad de agua irreducible ФBFV, lo que es comparable con la SWIRR calculada por la
centrifugación de las muestras (Figura5.49).
Los valores donde se estabilizan las curvas de distribución de porosidad acumulada para la roca
100% saturada de agua y la centrifugada, representa la porosidad NML (ФNML) y la saturación de
agua irreducible respectivamente. Entonces, la intersección del valor de SWIRR con la curva de
porosidad acumulada para la roca 100% saturada representa el T2 de corte, que marca la división
entre fluido ligado (BFV) y fluido libre (FFI).
5.4.4.3 Determinación de la permeabilidad
La estimación de la permeabilidad es una de las características más importantes del método de
NML, y tiene la ventaja de poder ser grabado en el registro en un perfil de permeabilidad en
tiempo real. Esta depende principalmente del tamaño de la garganta de los poros y los granos, por
lo que las estimaciones de K con las distribuciones de T2 son buenas, ya que éstas reflejan las
características físicas de los poros y de la matriz de la roca. La permeabilidad NML se deriva de las
relaciones empíricas entre la porosidad NML, el promedio logarítmico de T2, la porosidad FFI y la
Figura 5.49.- Esquema que representa las porosidades acumuladas y el tiempo de corte T2 para
muestras saturadas al 100% con agua, y su comparación con otra distribución después de la
centrifugación (Modificado de Rodríguez, 2004).

245
porosidad BFV. Estas relaciones fueron desarrolladas a partir de mediciones hechas en laboratorio
sobre muestras de agua saturada de agua salina.
Los modelos que más comúnmente se utilizan según la compañía de servicios que realiza el
análisis, son los Modelos Kenyon (Ecuación 5.46), el Modelo Timur-Coates (Ecuación 5.47) y el
Modelo Intevep (Ecuación 5.48):
• El Modelo de Kenyon:
𝑲 𝑵𝑴𝑳 = 𝑪 (∅ 𝑵𝑴𝑳) 𝒂
∙ (𝑻 𝟐, 𝐥𝐨𝐠) 𝒃
• El Modelo Timur-Coates:
𝑲 𝑵𝑴𝑳 = �
∅ 𝑵𝑴𝑳
𝑪
�
𝒂
∙ �
∅ 𝑭𝑭𝑰
∅ 𝑩𝑭𝑽
�
𝒃
• El Modelo de Intevep:
𝑲 𝑵𝑴𝑳 = 𝑪 (∅ 𝑵𝑴𝑳) 𝒂
∙ (∅ 𝑭𝑭𝑰) 𝒃
Donde KNML es la permeabilidad estimada, ФNML es la porosidad NML, T2, log es el promedio
logarítmico de la distribución T2, ФFFI es la porosidad del fluido libre, ФBFV la porosidad del fluido
ligado y los parámetros C, a y b son determinados empíricamente en laboratorio. Usualmente
C=10, a=4 y b=2, en arenas. Para carbonatos C usualmente es 0.1.
5.4.4.4 Aplicaciones petrofísicas del registro NML
La distribución de los tiempos de relajación T2 que se obtiene de la herramienta o del equipo de
laboratorio, resume todas las mediciones de la NML y tiene importantes aplicaciones petrofísicas
tales como:
• Estimación de la permeabilidad (calibrada con muestras) a partir del tiempo de relajación
T2 promedio logarítmico y ФNML.
• Análisis de la viscosidad de los HC´S.
• El área bajo la curva de distribución T2 representa la porosidad total de la formación y
distribución de poros.
• Se puede obtener el volumen de agua ligada a las arcillas, así como la cuantificación del
índice de fluido libre (FFI) y agua ligada (BFV) por medio de los tiempos de corte de T2.
• La porosidad puede ser total o efectiva (Фe = BVI+BVM), y es independiente de la
mineralogía.
• Estimación del volumen de arcilla y el C.E.C. (capacidad de intercambio catiónico) usando
un valor de T2 de corte de 2 a 4 ms, así como del factor de cementación (m) variable.
• Cálculo y evaluación más precisa de la saturación de hidrocarburo (Sh = 1-Sw).
• Es la única herramienta que mide directamente la saturación residual de aceite (SO).
Ecuación 5.46
Ecuación 5.47
Ecuación 5.48

CAPÍTULO 6.- REGISTROS
MECÁNICOS
6.1 Calliper
6.2 Registros de medición de echados

CAPÍTULO 6.- REGISTROS MECÁNICOS 6.1 Calliper
246
6.1 Registro Calliper
Un pozo exploratorio de hidrocarburos o bien un pozo perforado para la búsqueda de agua o
minerales, generalmente tienden a tener una geometría de un cilindro de diámetro conocido, el
cual contiene en su interior un fluido de perforación homogéneo de características conocidas, o
bien, pueden estar constituidos solo por aire en su interior (pozos vacíos).
Durante mucho tiempo con esta concepción teórica en mente se manejaron las técnicas de toma
de registros, las cuales se desarrollaron con la idea de que las formaciones en los pozos perforados
estaban representadas por medios infinitos, homogéneos e isotrópicos. Sin embargo, hoy en día
se conoce con bastante certeza que las formaciones no están conformadas de esta manera a
menos que se tome en cuenta la estratificación de las capas en cuyos casos, si podrían ser
tomadas como homogéneas e isotrópicas mas no así la totalidad del pozo como antes se creía. Por
ello, hoy en día el escoger la herramienta correcta para la adquisición de uno o varios registros en
un pozo depende en gran medida del tipo de perforación que se esté realizando en el lugar (ya sea
vertical, horizontal o bien direccional) y requerirá además del conocimiento de varios parámetros,
entre ellos, los más importantes los constituyen la forma y diámetro del pozo, las características
del fluido de perforación, la temperatura de fondo en el pozo y la temperatura en las
formaciones, así como las variaciones radiales que se puedan generar en el agujero junto con las
propiedades de las formaciones.
En este capítulo se analizará cómo influye en la respuesta de las herramientas de registros, el que
se altere, incremente y/o reduzca el diámetro y la forma del agujero que se está perforando, por
medio de lo que se conoce como el registro calliper de pozo.
El registro calliper es uno de los registros más importantes que existen en la industria ya que tiene
la finalidad de poder medir con precisión las variaciones que pudiesen existir o se pudiesen
presentar en la forma y tamaño del agujero a medida que éste se va perforando, esto con la
finalidad de poder identificar posibles derrumbes, acortamientos, cavernas y zonas permeables en
las formaciones. Las mediciones básicas son realizadas por medio de 2 brazos articulados
integrados a las herramientas de registros, aunque las mediciones más complejas y utilizadas hoy
en día, se realizan por medio de 4 brazos articulados en las herramientas de medición de echados
y en la herramienta de medición de la geometría de pozo (BGT) de la cuales, entre sus principales
aplicaciones destacan el poder obtener 2 callipers simultáneos, de manera que se obtienen datos
más precisos de la forma y el diámetro del pozo.
Los brazos de las herramientas están simétricamente colocados a los costados de las sondas de
toma de registros (algunas de las cuales se abarcan adelante), y van pegados o unidos por un
sistema mecánico o hidráulico a las paredes del pozo de donde se pueden leer las variaciones
resistivas por medio de un potenciómetro a medida que la herramienta sube a superficie. Éstas

247
variaciones en el diámetro o la forma del pozo provocan en la herramienta que los brazos se abran
o cierren más de lo “normal” (entendiéndose como normal el diámetro original del agujero que
viene siendo el diámetro de la barrena), reflejándose en la señal como cambios en la resistencia
medida por el potenciómetro en ohm*m el cual, por medio de una calibración posterior en
superficie, permite escalar las variaciones medidas por cambios en el diámetro del agujero.
6.1.1.1 Principales herramientas con calliper integrados
Son muchas las herramientas de toma de registros que permiten obtener el diámetro y la forma
del agujero por medio de un calliper. Entre las principales destacan las herramientas de
microresistividad, las herramientas densidad-neutrón, las sónicas de porosidad, la herramienta de
geometría de pozo (BGT), las herramientas de medición de echados (HDT y SHDT), las
herramientas de imágenes, etc. esto permite que todas las herramientas puedan ir centradas (a
excepción de las de densidad-neutrón) en el agujero, y que las mediciones mas someras sean solo
afectadas por el efecto del enjarre o en algunos casos por baches de lodo adheridos a las
formaciones, lo que es posible corregir de manera oportuna por medio de ciertas tablas de
corrección tal como ya se platicó en capítulos anteriores.
Las herramientas que contienen los dispositivos de microresistividad están compuestas de 2
brazos mecánicos articulados con patines en sus extremos (de 6” de longitud), los cuales por
medio de un sistema hidráulico van presionados contra la pared del pozo, permitiendo con ello
que la herramienta vaya centrada en el agujero y que se puedan medir consecuentemente con
una buena precisión las condiciones del pozo, además de obtener información de la zona lavada
con los dispositivos de microresistividad que tienen un radio de investigación muy pequeño
(Figura 6.1). Mientras que el diámetro del agujero estará en función de la medición del diámetro
de perforación (diámetro de la barrena) menos 2 veces el espesor del enjarre.
Las herramientas densidad-neutrón (D-N) en cambio, constan de un solo patín integrado dentro
de la sonda que empuja con gran fuerza a la herramienta apoyándose en un extremo de la pared
de pozo, obligando a la sonda a ir pegada a la formación para que ésta pueda tener un buen
contacto con la pared del pozo (Figura 6.2). Mientras que la forma y diámetro del agujero será
función de la medición del diámetro de perforación menos solo 1 vez el espesor del enjarre ya que
la misma presión que se ejerce sobre la sonda en el extremo donde va soportado él patín, provoca
que se arranque el enjarre de ese intervalo a medida que se recorre la herramienta en el pozo.
Por otro lado, las herramientas sónicas son un tanto diferentes a las anteriores ya que estas no
contienen patines como las microresistivas o las de densidad-neutrón. En su lugar, estas
herramientas van centralizadas por medio de 3 arcos metálicos de iguales dimensiones similares a
brazos que se abren y cierran, formándose elipses con su eje mayor paralelo al eje del pozo. A
medida que se recorren en el pozo, estos arcos se abren o cierran por las variaciones que se
tengan en el agujero, permitiendo que la herramienta rote y así medir el diámetro del pozo por las
aperturas y cierres (Figura 6.3). Al igual que éstas, también existen otras herramientas con

248
callipers integrados, las cuales son más modernas y actuales en el sentido de que no solo cuentan
con 2 o 3 brazos, sino que cuentan con 4 brazos lo que permite obtener mediciones más precisas.
Estas herramientas son la BGT (Borehole Geometry Tool) o herramienta de medición de la
geometría de pozo y la DT (Dipmeter Tool) o herramienta de medición continúa de echados que
logra medir el azimut y echado de las capas en las formaciones. Entre las principales características
de la herramienta BGT destacan que está constituida de 4 brazos ortogonales entre sí y muy
similares a los que se encuentran en las herramientas sónicas, lo que permite poder obtener
mediciones de la geometría del pozo en 2 planos verticalmente perpendiculares y en pozos más
amplios en comparación con las anteriores herramientas. Además, la herramienta también cuenta
con un inclinómetro que permite tener mediciones continuas sobre la orientación del agujero (el
ángulo), la desviación que se vaya generando en éste así como su azimut, permitiendo con ello el
que los callipers estén perfectamente definidos y que puedan ser acoplables junto con otras
herramientas de registros en el proceso (Figura 6.4).
Figura 6.1.- Muestra del calliper en
las herramientas microresistivas.
Figura 6.2.- Muestra del calliper en
las herramientas densidad-neutrón.
Figura 6.4.- Muestra del calliper de 4
brazos en la herramientas BGT.
Figura 6.3.- Muestra del calliper
en las herramientas sónicas.

249
6.1.2 Funcionamiento de la herramienta calliper
El registro calliper como registro para obtener el diámetro y forma del agujero en las formaciones,
es un registro único y útil ya que nos permite identificar zonas permeables, zonas impermeables,
zonas compactas, derrumbes, cavernas, etc. esto permite que se tengan varias características
sobresalientes para la medición de la geometría del agujero y entre ellas destacan las siguientes:
• Se pueden realizar mediciones de la geometría que tenga el agujero en pozos que van
desde las 6” hasta 16 o 18”, siendo este último valor la máxima apertura que pueden
tener los brazos del calliper (a excepción de las herramientas de 4 brazos mecánicos).
• Comúnmente la presión que es ejercida por los brazos sobre los patines es baja en las
herramientas (a excepción del brazo en las herramientas densidad-neutrón). Cuando la
herramienta se encuentra midiendo por encima de zonas que sean permeables, se estará
realizando la medición sobre el enjarre formado en ellas (Figura 6.1), y como consecuencia
la respuesta que se tendrá en el registro será la del diámetro original del agujero menos 2
veces el espesor del enjarre pudiendo así conocer el espesor que este tenga (hmc). Otra
manera de poder obtener el espesor de enjarre en las formaciones permeables es de
forma analítica y puede ser expresado de la siguiente manera.
𝒉 𝒎𝒄 =
𝑫 𝒃𝒂𝒓𝒓𝒆𝒏𝒂 − 𝑹 𝒄𝒂𝒍𝒍𝒊𝒑𝒆𝒓
𝟐
Donde:
hmc será el espesor del enjarre.
Dbarrena será el diámetro de la barrena utilizada para la perforación.
Rcalliper será la respuesta del registro calliper.
• La distancia que existe entre los patines cuando la herramienta está cerrada es de
aproximadamente 6” siendo éste el menor diámetro que puede obtenerse con un calliper.
• En las herramientas D-N la presión en el patín de apoyo es muy grande, lo que permite
poder pegar la herramienta a la formación. En consecuencia, el enjarre en el extremo
donde se localiza el patín es arrancado cuando se tiene formaciones permeables
permitiendo que se grafique en el registro una curva con menos enjarre.
6.1.2.1 Factores geológicos que influyen en la forma del agujero
Es común pensar que las mediciones realizadas para obtener la geometría del pozo por medio de
las herramientas calliper tendrán variaciones en su respuesta atribuidas en mayor o menor
medida a las condiciones internas que existen dentro de los agujeros, tales como la invasión del
fluido de perforación en las formaciones permeables, el tipo de fluido que se tengan en las
formaciones, las litologías atravesadas, la composición del fluido de perforación que se esté
Ecuación 6.1

250
utilizando y el tamaño de las barrenas. Tomando en cuenta estos factores, se tendrán diferentes
efectos en los agujeros atribuidos a las condiciones geológicas de las formaciones a profundidad,
brindándonos con ello información cuantitativa y cualitativa de la geología en los registros.
El primer efecto que se puede obtener de los pozos durante las labores de perforación, y tal vez
uno de las más importantes, son los pozos tipo no derrumbados (gauge holes). Entre sus
características principales destacan el que son de las mismas dimensiones que con la barrena por
la cual fueron perforados, y son esencialmente importantes ya que indica que las técnicas de
perforación utilizadas fueron buenas, o bien que se tienen intervalos compactos (litologías duras
impermeables), o que hay una tubería de revestimiento que brinda homogeneidad al pozo (Figura
6.5a). Es fácil poder reconocerlos en los registros impresos ya que la respuesta del calliper muestra
una línea muy suave sin muchas variaciones y en donde no se aprecia la formación de un enjarre.
El segundo efecto que se puede presentar son los pozos derrumbados (caved holes), lo cual ocurre
principalmente en intervalos de lutitas que sean ricas en materia orgánica, que no estén o hayan
sido lo suficientemente consolidadas, que se encuentren laminadas o bien, que estén localmente
fracturadas. Este efecto también se puede presentar en formaciones “suaves” como puede ser el
caso de areniscas poco consolidadas, formaciones naturalmente fracturadas provocando que se
debilite su integridad mecánica debido a las presiones ejercidas por lo fluidos, o como también
algunos horizontes salinos (domos salinos o capas de sal) en donde el fluido de perforación por su
movilidad en el pozo irá haciendo deleznable o lavable el intervalo incrementando en
consecuencia su diámetro. Esto propicia que se puedan presentar derrumbes de las paredes del
agujero debido a efectos de excavación y/o lavado (washed out) en los intervalos, ya sea por los
cambios constantes en la composición de los fluidos de perforación y las técnicas de perforación
empleadas o bien, por las condiciones litológicas de las formaciones debido a sus características
mecánicas (texturales). Esto genera que los agujeros tiendan a ensancharse y que en
consecuencias las mediciones de las herramientas microresistivas, sónicas y densidad-neutrón no
brinden buenos valores de la zona lavada (Figura 6.5b).
En las lutitas este efecto se da principalmente debido a las características electroquímicas de las
arcillas, haciendo que esta litología tenga una capacidad muy buena de absorber de agua e
hincharse principalmente cuando se utilizan lodos base agua, o bien, a quebrarse y a derrumbarse
dependiendo básicamente del tipo de arcilla y de sus características mecánicas (la esmectita es
una de las arcillas principales con esta característica). Esto puede provocar el que puedan
quedarse atrapadas las herramientas mientras se realiza la adquisición de los registros, en cambio
que si se utilizan lodos base aceite, los efectos serán nulos y por lo tanto no se verá un cambio
significativa en la curva del registro calliper.
Este efecto en particular, afecta las mediciones de las herramientas microresistivas, densidad-
neutrón (D-N) y sónicas ya que mientras más ancho sea el agujero, menor será el contacto de los
patines de la herramienta con la formación o bien, el contacto de la herramienta con la formación
en el caso de las herramientas densidad-neutrón. Esto provocará que el espacio restante sea

251
ocupado por el fluido de perforación cuyas características son muy diferentes a las de las
formaciones que se están estudiando y que por lo tanto, la señal de la herramienta no provenga
en su totalidad de la formación si el agujero está demasiado agrandado. Por otro lado, si éste se
encuentra extremadamente ancho, la señal provendrá en su totalidad del fluido de perforación.
El tercer y último efecto tiene lugar principalmente en aquellas formaciones que son permeables y
que tienen o permiten la movilidad de los fluidos entre el pozo y las formaciones. Se caracteriza
por reducir o acortar las dimensiones del agujero y comúnmente se presenta cuando se genera un
enjarre en las formaciones permeables por la adherencia de sólidos en el lodo a la formación o
bien, cuando también se forman baches o paquetes de lodo en las mismas si es que éstas fueron
excavadas o fracturadas por ser poco consolidadas, afectando a su vez las mediciones de la zona
lavada. Mientras que para formaciones arcillosas, dependiendo del tipo de arcilla, se podrá
hinchar o no la roca por la absorción de agua del fluido de perforación reduciéndose igualmente el
diámetro del agujero por tal efecto (Figura 6.5c). Esto también puede ocurrir en formaciones que
tengan un diámetro de agujero muy pequeño y que las condiciones geológicas presentes permitan
que éste sea muy rugoso, por lo que se tendrá un agujero muy “ovalado” (break out).
Tomando en cuenta estos efectos que modifican la geometría del pozo, se deberán realizar las
correcciones pertinentes a las herramientas por efecto del diámetro del agujero para poder
obtener buenos valores en las lecturas de los registros.
6.1.2.2 Geometría de los agujeros y control de calidad del calliper
Cuando son utilizadas las herramientas más simples de 2 brazos para las mediciones de la
geometría de pozo, es de suma importancia tomar en cuenta los efectos descritos con
anterioridad ya que pueden llegar a afectar en gran medida las lecturas de los registros. El caso
más común se presenta cuando se tengan formaciones que estén muy derrumbadas ya sea por
Figura 6.5.- Muestra de los distintas geometrías que se pueden dar en las formaciones por
efecto principalmente del tipo de litología y de los fluidos interviniendo en el agujero.

252
fracturamiento o bien que éstas hayan sido muy lavadas por el fluido de perforación provocando
que se ensanche el agujero. Esto influye para que la herramienta no tenga un buen contacto con
las formaciones debido al agrandamiento y que incluso, si se da el caso de que se formen enjarres
anormales en formaciones rugosas, las mediciones provengan más de las propiedades de lodo y
no de la formación.
Este fenómeno se presenta comúnmente en formaciones cuyas características mecánicas destaca
la “anisotropía”. El ensanchamiento es producto de la interacción de los fluidos con las distintas
litologías debido las características mecánicas en las direcciones de mínimos y máximos esfuerzos
generándose con ello, agujeros con una geometría no circular o bien ovalizados. Cuando esto
ocurre, la presión que es ejercida sobre los patines de las herramientas provoca que estas “roten”
en el agujero buscando la posición de menor energía potencial, la cual es usualmente el eje mayor
de la sección ovalizada en donde generalmente se acomodan las herramientas microresistivas y
densidad-neutrón (Figura 6.6). Mientras que para las herramientas sónicas de 3 brazos, la posición
de la herramienta no quedará en su totalidad centralizada, provocando que no se obtengan
mediciones en su totalidad bien definidas (Figura 6.7). Del mismo modo ocurre cuando se forman
agujeros con “geometrías tipo llave” que vienen siendo agujeros ovalados asimétricos debido al
apoyo de la tubería de perforación en especial cuando el agujero está siendo desviado (Figura
6.5d). Esto provoca que no exista un buen contacto con las formaciones y que por lo tanto deban
ser corregidos ya que los callipers siempre realizan las mediciones en la dirección del eje mayor,
provocando que se obtienen en ocasiones mediciones no tan precisas de la verdadera geometría
que tiene el agujero.
Es recomendable por ello, que las mediciones sean realizadas por medio de las herramientas que
cuentan con 4 brazos como la BGT o la HDT y la SHDT. Esto debido a que gracias a la obtención de
los 2 callipers verticalmente perpendiculares, se logran obtener mediciones de una geometría
Figura 6.6.- Esquema que representa la posición preferencial de las herramientas en
agujeros ovalizados.
Figura 6.7.- Esquema que representa la posición de las herramientas sónicas en agujeros ovalizados.

253
mucho mejor definida del agujero aún cuando se presenten algunos de los efectos descritos con
anterioridad.
6.1.4 Correcciones
Al registro calliper es muy raro que se le haga alguna corrección ya que su respuesta no depende
de los parámetros petrofísicos que rigen las formaciones tales como su resistividad, la porosidad,
Figura 6.8.- Muestra de un registro calliper
utilizando herramientas de 1 y 2 brazos en
donde se puede apreciar la diferencia entre las
mediciones de ambas, siendo la sección X un
intervalo cavado o bien lavado en donde la
herramienta de densidad tiene problemas para
realizar las mediciones a diferencia de la
herramienta microlog. En Y por otro lado se
logra apreciar la formación de un enjarre,
siendo esta una zona permeable en donde la
herramienta de densidad mide menos enjarre a
diferencia de microlog ya que lo arranca al
pasar (Modificado de Bassiouni, 1994).
Figura 6.9.- Muestra de un registro calliper
utilizando herramientas de 2 y 3 brazos en
donde se logran apreciar variaciones muy
grandes entre las mediciones por ambas
herramientas debido a muchas irregularidades
en el pozo estando casi en su totalidad con una
geometría ovalizada. La curva del microlog
estará leyendo el eje mayor de la elipse
mientras la herramienta sónica estará
midiendo el eje menor reflejándose esto en el
registro (Modificado de Bassiouni, 1994).

254
la permeabilidad o el contenido de fluidos en ellas. Del mismo modo no le afecta la invasión de
fluidos o bien el efecto de las capas adyacentes ya que las mediciones realizadas dependen
únicamente del tipo de formación que se esté atravesando, la desviación que se genere en el
agujero, y el efecto del fluido de perforación interactuando con las formaciones. Esto provoca que
se puedan generar cavernas, enjarres en el caso de las formaciones permeables que bien pueden
ser zonas productoras de hidrocarburos, lavado de las litologías en el caso de capas de sal,
hinchamiento de las arcillas cuando se utilizan lodos base agua y desplomes por efectos de
fracturamiento original o inducido. Lo único que se puede hacer con el registro calliper es checar
antes de tomar el registro el que la calibración de la herramienta concuerde con la calibración
maestra.
6.1.5 Aplicaciones
La principal aplicación que tiene el registro calliper como registro geofísico dentro de la industria
es el poder identificar y diferenciar con precisión las formaciones permeables de aquellas zonas
que son impermeables, sabiendo reconocer en el registro la formación del enjarre característico.
Se podría decir con esto que el calliper es un registro muy bueno para deducir la litología de las
formaciones sin embargo, para tener certidumbre en las interpretaciones debe ser comparado con
otros registros de pozo abierto tales como el rayos gamma, el densidad-neutrón, los registros
eléctricos, registros durante la perforación, etc.
Algunas otras de sus aplicaciones más importantes se detallan a continuación:
• Permite calcular el volumen que tiene el agujero para posteriormente hacer una
estimación de la cantidad de cemento necesario a emplear para la colocación de las
tuberías de revestimiento.
• Permite identificar intervalos compactos o bien consolidados en las formaciones para
hacer pruebas de producción sobre el asentamiento de empacadores.
• En la interpretación de los datos brindados por las herramientas de medición de echados,
el calliper permite obtener los puntos de los planos buzantes de las capas.
• La obtención del diámetro del agujero y del espesor del enjarre en las capas permeables,
permite que podamos hacer las correcciones necesarias a las herramientas que son
afectadas por estos fenómenos.

CAPÍTULO 6.- REGISTROS MECÁNICOS 6.2 Registros de medición de echados
255
6.2 Registros de medición de echados (Dipmeter log)
Los registros de medición de echados nacieron por la necesidad que existía de poder contar con
herramientas que permitieran realizar mediciones continuas de los echados de las formaciones a
profundidad, así como también la dirección del echado de éstas (también denominado como su
azimut), tomando como referencia el norte magnético y el norte geográfico de el echado de los
planos que son cortados por el pozo. Estos planos pueden ser bien límites entre capas, fracturas,
fallas ya sean abiertas o cerradas, una superficie erosionada o bien estilolitas en las formaciones
rocosas. Pueden ser además planares o corresponder a superficies cóncavas o convexas que se
intersectan con el agujero.
Un plano entonces estará definido como una superficie geométrica sin volumen y/o espesor
definido respecto a un plano de referencia horizontal que puede estar atravesado ya sea bien por
rectas y/o puntos infinitamente aunque en términos prácticos, con solo 3 puntos unidos en el
espacio que tengan coordenadas X, Y y Z y que no se encuentren dentro de una misma línea recta,
bastará para poder representar una superficie. Estos 3 puntos en las mediciones serán las
intersecciones de 3 generatrices de la pared del agujero con el plano permitiendo poder obtener
con ello su echado y su dirección (Figura 6.10).
Esto es posible realizarlo por medio de 2 procesos consecutivos que son la adquisición de los datos
por medio de las herramientas en el pozo y su posterior procesamiento en superficie. El primer
paso se basa en la adquisición de 3 a 4 curvas de resistividad a partir de posiciones ortogonales en
el agujero por medio de 4 brazos mecánicos con patines integrados en las herramientas y
electrodos de medición montados en los patines. Mientras que el segundo paso se centra en
comparar los desplazamientos o variaciones en las mediciones de las distintas curvas de
microresistividad obtenidas a profundidad y en lados opuestos a las paredes del agujero,
permitiendo que posteriormente ya por medio de métodos computacionales en superficie, sea
posible obtener el echado y el azimut de las capas.
A lo largo de la historia han sido muchas las patentes en las herramientas por parte de las distintas
compañías de servicios para la obtención del echado en las formaciones, siendo en la actualidad
las herramientas más modernas aquellas que no solo obtienen el echado y la dirección
preferencial que tengan las capas a profundidad, sino que también por medio un inclinómetro
dentro de la sonda, se pueda obtener la orientación que ésta tenga dentro del pozo y por ende, la
orientación e inclinación que se esté generando en el agujero. Del mismo modo se obtienen trazas
o curvas de microresistividad 30 a 60 veces más precisas a diferencia de otras herramientas y se
obtiene la velocidad de registro con la que está trabajando la sonda.
El principio de medición que rige a las herramientas de medición de echados se centra en poder
estar constituidas de 3 electrodos montados en patines dentro de un plano perpendicular al eje de

256
las herramientas (siendo 3 el número mínimo de puntos o electrodos necesarios para poder
definir una superficie planar) y los cuales se encuentran situados a 120° uno respecto al otro (para
las herramientas de 3 brazos) o bien a 90° (para las herramientas de 4 brazos como la HDT y SHDT)
entre ellos. Lo más común es que se realicen las mediciones por medio de herramientas que
cuentan con 4 brazos y sus respectivos patines, aunque también existen otras herramientas que
utilizan hasta 6 brazos obteniéndose con ello mucha más información de las condiciones
geológicas en el pozo a diferencia de aquellas que solo cuentan con 4 brazos. Esto permite que se
mejoren considerablemente las mediciones incluso en agujeros ovalizados.
El objetivo de proporcionar a las herramientas con 3 electrodos como mínimo para realizar
mediciones resistivas o bien conductivas a los costados de las paredes del pozo, se basa en que
cada electrodo debido a sus dimensiones y a la corriente enfocada que se genera por cada uno
dentro del pozo, se conviertan entonces en puntos de medición que permitan obtener la
resistividad de la formación en distintas ubicaciones logrando definir entre ellos un plano. Cuando
estos cruzan o bien pasan por un límite o cambio litológico en las formaciones, estos cambios
quedaran registrados en cada electrodo a diferentes profundidades y en cada una de las curvas de
microresistividad, permitiendo con ello el que se pueda obtener la información necesaria para
evaluar el echado y el azimut de las capas o estratos. Como las mediciones realizadas por medio
de los electrodos a las formaciones son microresistivas o microconductivas, será entonces
necesario que se utilicen lodos base agua para permitir que exista un contacto entre las
herramientas y las formaciones ya que no es posible que estas se puedan realizar con lodos base
aceite. De igual manera, también es necesario tomar en consideración algunos aspectos
importantes tales como la orientación de la sonda, la desviación que se genere en el agujero con
su respectivo azimut, así como también el diámetro del agujero.
Figura 6.10.- Figura donde se ilustra el principio de medición de las herramienta en donde se aprecia
que las resistividades son obtenidas por medio de electrodos colocados ortogonalmente alrededor del
agujero y luego correlacionados para determinar el echado y dirección de los planos de estratificación.

257
La orientación de la sonda estará definida por el azimut que exista en uno de los patines (el patín
1) siendo este, el ángulo formado por la proyección horizontal de las líneas perpendiculares al eje
de la sonda y que pasen a través del patín 1 y el norte magnético. La desviación del agujero por
otro lado se medirá por medio de un péndulo ligado a un potenciómetro circular cuyas variaciones
de resistividad, serán función de la desviación que se genere en el agujero (tomando como
referencia el ángulo formado por el azimut a la desviación del agujero y el azimut del patín 1) si
esto se llegase a presentar. Finalmente el diámetro del agujero se obtendrá utilizando
potenciómetros acoplados a los costados del movimiento de los patines siendo el diámetro final,
la distancia que exista entre el eje de la sonda con los patines y con sus respectivos azimuts. Esto
permite que se tengan al final mediciones tipo calliper en ángulos rectos unos de otros.
6.2.1.1 Diseño de las herramientas de medición de echados
El primer prototipo de herramienta que permitía obtener el echado de las formaciones a mitades
de los años 30´s fue la “herramienta de anisotropía” de la compañía Schlumberger. Esta
herramienta constaba de 4 electrodos situados ortogonalmente a 90° uno del otro y alojados en
los patines de la sonda, lo que permitía obtener la anisotropía de las formaciones, propiedad
inherente a las arcillas, mientras que la desviación de la sonda y la desviación del agujero eran
obtenidas por medio de un compas de inducción.
Poco después surgió una herramienta de medición de echados la cual basada sus mediciones en la
respuesta del potencial espontáneo de las formaciones (SP) a principios de los años 40´s. Esta
realizaba las mediciones por medio de 3 patines con 3 electrodos pegados a la pared del agujero
registrándose con ello 3 curvas distintas de SP correlacionables. Este procedimiento se realizaba al
detener la herramienta en aquellos intervalos que eran de interés y obteniendo la respuesta de la
formación, mientras que por medio de un fotoinclinómetro, se obtenía la orientación de uno de
los patines con respecto al norte magnético así como también el azimut y la desviación del
agujero. Lamentablemente su implementación tenía varias limitantes en algunos ambientes o
condiciones dentro de los pozos como bien lo son aquellas formaciones que sean muy resistivas o
bien cuando se estén utilizando lodos muy conductores. Esto provocó que se dejara de utilizar al
poco tiempo siendo ahora reemplazada por herramientas con un diseño eléctrico las cuales
basaban su respuesta en mediciones laterales o laterolog.
Fue así como surgió a principios de los años 50´s, debido a las limitantes de la SP, una
“herramienta de medición de echados continuos (CDM, Continuous Dip Measument)” la cual
permitía obtener un registro continuo sobre la desviación y el azimut del agujero, así como
también la orientación del 1 electrodo de referencia con respecto al norte magnético gracias a un
sistema que transmitía la información a superficie por medio de un potenciómetro. Esto permitió
que se pudiesen registrar por primera vez de forma continua (a diferencia de las anteriores) los
echados de las formaciones utilizando primeramente las mediciones de un microlog y
posteriormente las de un microlaterolog para obtener 3 curvas de resistividad de alta resolución
vertical en agujeros que tuvieran variaciones en sus diámetros entre 4” a 19”.

258
Finalmente para poder obtener los cálculos de los echados por medio de la CDM, se hacía una
correlación entre las 3 curvas de resistividad notando el desplazamiento por superposición de las
curvas, lo que permitía definir el ángulo del echado y el azimut del mismo conociendo en
consecuencia también, el ángulo y la desviación que se diera en el agujero.
Hoy en día sin embargo, las herramientas estándar que son utilizadas para la medición de los
echados en las formaciones están constituidas principalmente por 4 patines con electrodos
colocados ortogonalmente entre si uno respecto al otro a 90 °, y siendo controlados
hidráulicamente desde superficie de manera muy precisa. Se les podría considerar entonces como
pares de brazos articulados con patines y electrodos acoplados, moviéndose en conjunto al mismo
tiempo en un plano normal al eje del pozo, permitiendo que la equidistancia que exista entre ellos
centre apropiadamente la herramienta en el agujero. Estos brazos mecánicos generalmente se
mueven de forma arqueada y se controlan de forma tan precisa, que se permite el que exista un
buen contacto de las sondas con la pared del pozo en la mayoría de las geometrías de los agujeros
aunque, en aquellos agujeros que presentan desviaciones (geometrías de llave), es muy común
que no exista un buen contacto de 1 patín con la pared de pozo debido al peso mismo de la
herramienta. Esto provoca que ese patín “flote” y que por lo tanto, que no se obtenga una buena
medición de esa zona de la pared de pozo al no existir un contacto directo. Tomando esto en
cuenta se podría decir que las herramientas funcionan adecuadamente en aquellos agujeros cuyos
diámetros van desde las 6” hasta las 20” sin embargo, las mejores mediciones se obtienen en
aquellos agujeros que varían sus diámetros entre las 8” y 12” y que no presenten desviaciones.
Por otro lado, existen también otras herramientas utilizadas para la medición de los echados de las
formaciones por parte de las distintas compañías de servicios, muchas de ellas trabajando con el
mismo principio de medición y algunas de ellas, con mejoras técnicas en su diseño como la
utilización de 6 brazos mecánicos o bien la utilización de 2 electrodos por patín incrementando
con ello la información obtenida del agujero (SHDT) y por ende mejores datos de la configuración
de las estructuras en las formaciones. En la siguiente tabla se describen las herramientas más
importantes por empresa, la cantidad de patines con los cuales trabajan y el número de electrodos
que tienen por patín.
Compañía Herramienta Nombre Número de
Patines
Número de
electrodos
Schlumberger HDT Herramienta de medición de echados de alta resolución. 4 1
SHDT Herramienta de medición de echados de alta resolución
estratigráfica.
4 2
OBDT Herramienta de medición de echados en lodos base aceite. 4 1
Atlas Diplog Herramienta de medición de echados. 4 1
HDIP Herramienta de medición de echados hexagonal. 6 1
Halliburton HEDT Herramienta de medición de echados de alta resolución. 4 1
SED Herramienta de medición de echados de 6 brazos. 6 1
BPD PSD Herramienta de medición de echados de precisión
estratigráfica.
3-4 1
MBD Herramienta de medición de echados multibotón. 4 3
Tabla 6.1 Tipos de herramientas de medición de echados patentadas por las distintas
compañías de servicios (Rider, 2000).

259
Como se podrá observar en la Tabla 6.1, hoy en día también es posible obtener información del
echado de las formaciones incluso en pozos que estén utilizando lodos base aceite, y las
características en la forma del cómo realizan las mediciones las demás herramientas, solo variarán
en la cantidad de mediciones o resolución vertical que se tenga por pie o pulgadas de formación.
6.2.2 Herramienta de medición de echados de alta resolución (HDT)
Esta herramienta surgió en el año de 1967, poco después de que se comenzaran a realizar las
mediciones continúas de los echados de las formaciones por medio de las herramientas CDM. Su
diseño se centra en estar constituida por 4 brazos mecánicos con patines acoplados
ortogonalmente entre ellos y con 1 solo electrodo elongado por cada patín, siendo en total 4 las
mediciones microresistivas o microconductivas simultáneas las que se pueden realizar para
calcular la dirección e inclinación de las capas (Figura 6.11). Su configuración por otro lado, mejora
notablemente el contacto que se tenga entre la herramienta y el agujero particularmente en
aquellos pozos que sean irregulares o bien que se encuentren ovalizados debido a las posibles
desviaciones que se presenten en las perforaciones. Esto le permite a la HDT poder prevenir que
si se da el caso de 1 patín no haga buen contacto con la pared del agujero, los 3 patines restantes
si lo tengan obteniéndose con ello la información suficiente para poder definir los planos de
estratificación y posteriormente, el echado de las capas. Se logra con ello obtener las mediciones
cada 5 mm (o 64 mediciones por pie) con una buena resolución vertical, y en agujeros cuyos
diámetros varíen entre las 4” y las 18”.
Su principio de medición por otro lado es el mismo con el que operan la mayoría de las
herramientas de medición de echados y sigue siendo utilizado incluso hoy en día en las
herramientas más recientes de adquisición de echados y en las herramientas de adquisición de
imágenes (FMI). Este consiste en la emisión de una corriente alterna de baja frecuencia
proveniente de una fuente en la parte más baja de la sonda la cual es conductora, permitiendo
con ello, que la corriente tome un camino a través de la formación y regrese a través de los
electrodos de medición colocados en la parte superior de los patines. Estos se encuentran
separados por medio de una sección aislante del resto de toda la herramienta que es igualmente
conductora permitiendo con ello que la mayor parte de la corriente sea solo enfocada por medio
de los electrodos los cuales obligan a fluir a la corriente de forma perpendicular en las
formaciones.
A este tipo de arreglo se le denomina de “enfoque pasivo”, y se le llama así ya que toda la porción
inferior de la herramienta junto con los patines e incluso el lodo de perforación que rodea la sonda
se mantiene a un mismo potencial. Esto provoca en consecuencia, que la pared del agujero que
está en contacto con los patines, se encuentre igualmente al mismo potencial y que las variaciones
que se presenten en cuanto a la resistividad o conductividad, sean solo función de las formaciones
que se encuentran enfrente de los la corriente emitida por los electrodos (Figura 6.12). Del mismo
modo un dispositivo que mide la desviación del agujero también es registrado simultáneamente
junto con la herramienta.

260
Esta medición junto con las mediciones de las capas, permite calcular el echado de la formación,
búsqueda de trampas estratigráficas, información sobre el patrón de las estructuras internas,
Figura 6.11.- Esquema que muestra el diseño de la herramienta de medición de echados de alta
resolución (HDT) de la compañía Schlumberger así como también el diseño de los patines que
realizan las mediciones resistivas sobre la pared del agujero para obtener con ello el echado y
azimut de las formaciones (Modificado de Rider, 2000).
Figura 6.12.- Esquema que muestra el principio de medición de la mayoría de las herramientas
de medición de echados en donde se aprecia como el electrodo enfoca la corriente a la
formación a partir de la corriente emitida por la fuente en la parte inferior de la sonda.

261
dirección del transporte y en ciertos casos la dirección de la acumulación del modelo de depósito.
También permite poder corregir posibles irregularidades que se puedan presentar debido a
cambios en la velocidad de adquisición del registro correlacionando la información obtenida por
medio de acelerómetros o bien por medio de un electrodo adicional “de velocidad” alojado en uno
de los patines y desplazado verticalmente unos centímetros con respecto al electrodo de medición
de micro resistividad de la herramienta. Los datos que proporcionará este electrodo serán
solamente duplicados de las mediciones realizadas por el electrodo de medición principal por lo
tanto, cuando se tengan variaciones de velocidad de la sonda correlacionándose con su electrodo
gemelo, se observarán diferencias entre las mediciones realizadas por ambos electrodos
permitiendo posteriormente que estas se corrijan de forma automática por compensación de
velocidad, y que con ello se puedan seguir registrando con una adecuada profundidad y velocidad.
Actualmente las mediciones más modernas se centran en obtener la corriente que fluye a través
de cada electrodo en función de la profundidad en los pozos. En ocasiones a esta se le puede
referir como curva de resistividad cuando en realidad su inversa puede ser incluso correlacionable
adecuadamente con las resistividades laterolog más someras. Por otro lado, el ingeniero
encargado de la adquisición de los registros será el que ajuste el voltaje y la corriente total que es
emitida, esto para adecuar las mediciones a las condiciones presentes en el agujero.
6.2.2.1 Características de las curvas de microresistividad
De las herramientas de medición de echados independientemente de la compañía y/o la
herramienta que se este utilizando, lo que se obtendrá al final serán curvas de microresistividad
correspondientes a las mediciones realizadas por los electrodos de cada patín. Por lo tanto, lo
esencial de estas curvas representadas en los registros, será el poder registrar pequeñas
variaciones en la resistividad o bien en la conductividad de las capas o formaciones y no sus
valores absolutos.
En las herramientas microresistivas de medición de echados, por ejemplo en la versión “diplog” de
la compañía Baker Hughes, se obtiene curvas de resistividad con una resolución vertical de 5 mm
al igual que con la herramienta HDT de la compañía Schlumberger. Por otro lado, la herramienta
SHDT también de la compañía Schlumberger, tiene una resolución vertical que duplica las
mediciones de las antecesoras siendo estas de tan solo 2.5 mm (0.1”), lográndose con ello un
notable aumento de información de los echados de las capas permitiéndonos al final, el poder
conocer con más precisión la configuración de las formaciones a profundidad.
6.2.3 Herramienta de medición de echados de alta resolución estratigráfica (SHDT)
Esta herramienta constituye la segunda generación de herramientas de medición de echados que
vino después de las herramientas CDM y la HDT gracias a modificaciones realizadas en su diseño.
El principio de medición por otro lado, será el mismo que con la cual opera la HDT para realizar las
mediciones de los echados de de las formaciones. La herramienta SHDT cuenta en su diseño con 4

262
patines al igual que la HDT sin embargo, los patines en la SHDT se modificaron para hacerlos
mucho más pequeños que su antecesora permitiéndole de esta manera, mejorar el contactos de
los patines con las paredes del pozo minimizando los efectos del agujero así como también
minimizar aquellos efectos que pudieran atascar o atorar los patines. Su rasgo más sobresaliente
sin embargo, lo constituye el hecho de que esta herramienta a diferencia de sus antecesoras, no
cuenta con un solo electrodo de medición por patín, sino que ahora cuenta con 2 electrodos
circulares acoplados por patín de 1 cm cada uno permitiéndole a la herramienta el tener una
mayor redundancia en las mediciones de los echados y a su vez, que también sea posible el poder
obtener los echados incluso de capas o estratos que sean muy pequeños o bien, que estos no
crucen en su totalidad el agujero obteniéndose mediciones de hasta 2.5 mm y con una resolución
vertical de 1 cm (Figura 6.13).
En cuanto a su principio de medición, en la SHDT al igual que con la HDT, tanto los electrodos
como el cuerpo mismo de la sonda se mantendrán a un mismo potencial, mientras que la
corriente enfocada por los electrodos tenderá a variar con los cambios en la resistividad y/o
conductividad de las formaciones que se tengan enfrente de ellos. Como la corriente emitida irá
variando constantemente dependiendo de estas variaciones, estas se graficarán generalmente
tanto en bajas resistividades como en altas resistividades.
Algunas otras de las características más sobresalientes de la herramienta SHDT de mencionan a
continuación:
• Se obtiene información más precisa de las estructuras sedimentarias de las formaciones
incluso en capas muy delgadas ya sean bien sobre cambios litológicos o texturales.
• Un inclinómetro sin partes móviles dentro de la sonda, un magnetómetro y un
acelerómetro, permiten en conjunto que se tengan mediciones con una gran precisión
sobre la orientación que tenga la herramienta, la velocidad óptima necesaria para la
adquisición de las mediciones y el diámetro, dirección e inclinación en el agujero.
• La corriente total emitida por la parte inferior de la herramienta se ajusta
automáticamente de tal manera que siempre se tendrán altos contraste de resistividad en
el registro.
Figura 6.13.- Esquema que ilustra el diseño de la herramienta y de los patines en la SHDT.

263
6.2.4 Herramienta de medición de echados en lodos base aceite (OBDT)
Esta herramienta al igual que las 2 anteriores, fue patentada por la compañía Schlumberger por la
necesidad que existía en la toma de registros, de poder contar con mediciones de los echados y la
dirección o azimut de estos en las formaciones a profundidad, en aquellos pozos que estuvieran
empleando lodos base aceite. Se podría decir entonces que esta herramienta es solo una
adaptación de las técnicas de medición de echados, específicamente para aquellos agujeros que
estén utilizando lodos no conductores y en formaciones que no superen los 200 ohm*m.
El diseño de la herramienta OBDT se basa en estar constituida por 4 brazos mecánicos al igual que
las herramientas HDT y SHDT sin embargo, el principio de funcionamiento con la que opera esta
herramienta es diferente ya que el lodo de perforación utilizado ahora será no conductor de
corriente, por lo tanto, no existirá un medio que permita inyectar la corriente a las formaciones
provocando que aquellas herramientas que realizaban las mediciones por medio de métodos
eléctricos tipo laterolog (la HDT y SHDT), no funcionen bajo esta limitante. En ocasiones el empleo
de lodos base aceite puede llegar a beneficiar las condiciones de perforación en los agujeros,
permitiendo que se tenga una mejor estabilidad y por lo tanto, una geometría más uniforme del
diámetro de pozo en ciertas condiciones geológicas.
La herramienta OBDT emplea entonces en sus mediciones, el mismo “principio de inducción” con
el que operan las herramientas del Capítulo 4.2. Este consta en que cada patín de la herramienta,
en lugar de llevar electrodos de medición, tenga ahora acopladas una microbobina coplanar
transmisora de corriente y 2 microbobinas receptoras por patín. Esto permite que cada
microbobina transmisora sea alimentada por una corriente “alterna” oscilatoria de alta frecuencia
y de intensidad constante, generándose con ello un campo magnético que induce a su vez,
corrientes eléctricas conductoras hacia la formación que rodean el agujero. Estas corrientes
generan a su vez su propio campo magnético secundario el cual es proporcional a la conductividad
de la formación y por lo tanto, la herramienta OBDT lo que hará será medir las diferencias de
voltaje que se produzcan entre las bobinas receptoras siendo esto al final, proporcional a la
conductividad de la formación (Figura 6.14).
Figura 6.14.- Esquema que ilustra el principio de medición con el que opera la herramienta OBDT.

264
Estas mediciones realizadas por la herramienta OBDT son muy someras siendo el 90% de la señal
proveniente de la formación, tan solo de los primeros 2.5 cm de la pared del agujero adquiridas
cada 2.54 mm o 1” mientras que su resolución vertical, será de entre 2 a 3 cm siendo incluso
inferiores a aquellas mediciones realizadas por la SHDT. Además de ello, la OBDT cuenta con el
mismo tipo de inclinómetro y la misma tecnología de transmisión con el que cuenta la SHDT
permitiendo que las mediciones sean muy precisas.
Hay 2 tipos de registros que son adquiridos por medio de las mediciones realizadas por las
herramientas de medición de echados. El primero de ello es un registro de campo que contiene las
trazas o curvas registradas por las herramientas en términos de resistividad o conductividad de las
formaciones (Figura 6.15) mientras que el segundo, es un registro ya procesado por medio de un
equipo de cómputo más sofisticado en las unidades móviles de adquisición permitiéndonos
conocer con ello el echado de las formaciones, así como algunos otros datos de interés.
Generalmente en el primer carril de los registros de echados se graficarán 3 curvas siendo estas, el
azimut del electrodo 1 respecto al norte magnético (AZ), la orientación del electrodo 1 en
referencia a la dirección del agujero (su inclinación relativa o DAZ), que viene siendo el ángulo que
existe entre la desviación del agujero y la posición en la que se encuentra el electrodo 1, y la
desviación misma que se pueda estar generando en el agujero respecto a su vertical (DEV).
Igualmente puede o no estar incluida una curva de rayos gamma dentro de las mediciones
permitiendo que los registros de medición de echados, puedan ser correlacionables con otros
tipos de registros tomados en pozos abiertos como bien puede ser el caso de los registros sónicos,
los de densidad, de neutrones, etc.
En el segundo y tercer carril de los registros, se registrarán ya sean 3 curvas de resistividad en el
caso de aquellas herramientas de 3 brazos o bien, 4 curvas de resistividad en el caso de las
herramientas HDT, SHDT y la OBDT, además de poder obtenerse también 2 callipers simultáneos
logrando de esta manera el obtener información más precisa acerca de las condiciones de los
agujeros. Para fines de correlación, una quinta curva de resistividad también es posible obtenerla y
graficarla en el carril 2 por medio del “electrodo de velocidad” colocado cerca de los electrodos de
medición, permitiendo con ello el poder corregir automáticamente por computadora las
diferencias de velocidad que se puedan generar en la adquisición o bien en la herramienta si ésta
se llegase a atorar o atascar dentro del pozo.
El formato en el cual se pueden presentar todos estos valores o mediciones variara en gran
medida dependiendo del tipo de herramienta que se utilice, así como también la compañía que lo
esté registrando sin embargo, las escalas más comunes en las cuales pueden ser presentados los
registros son de 1/1000, 1/500 o 1/200 siendo esta ultima la mas empleada ya que con ella es
posible obtener con mucho mayor detalle, datos sobre los echados de las capas y sus respectivos
azimuts incluso en capas que muy delgadas (desde los 2 a los 10 pies).

265
6.2.5.1 Representación gráfica de los registros de medición de echados
Como se logra apreciar en la Figura 6.15, los registros de medición de echados consisten de una
variable dependiente (la profundidad) y 2 variables independientes (el echado y el azimut de las
formaciones), lo que complica en algunos casos una buena interpretación grafica de los registros.
Por ello, la forma más común o estándar que se desarrolló para poder interpretar estos datos
brindados por las herramientas es por medio de gráficos tapdole o llamados de otra manera como
gráficos de flechas o de renacuajo. Estos se encuentran constituidos principalmente por columnas
al igual que los registros estándar siendo la escala vertical la profundidad a la que se esté
registrando, mientras que la escala horizontal estará constituida por divisiones que van desde los
0° a los 90° haciendo referencia a los distintos echados que se puedan tener en las formaciones.
En esta columna es que se irán graficando los echados por medio de pequeños puntos negros cuya
posición representa las coordenadas de la profundidad en la escala horizontal, así como el echado
que se tenga de la capa en la escala horizontal del registro, mientras que su azimut estará
representado por una pequeña línea recta con una flecha (de ahí el nombre de gráfico de flecha)
en su extremo superior que sale desde el centro del punto y con una orientación relativa a las
Figura 6.15.- Ejemplo de un registro de medición de echados tomado con la herramienta Diplog
de la compañía Western Atlas en el que se ilustran las distintas curvas obtenidas por los patines
en distintas posiciones en el pozo, así como también los callipers y una curva de tensión
(Modifcado de Rider, 2000).

266
líneas verticales del mallado las cuales representan al norte geográfico o bien una pequeña línea
sin flecha siendo estos la representación tapdole de las mediciones (Figura 6.16).
El uso de este tipo de simbología para los echados y azimuts de las formaciones dependerá sin
embargo en gran medida de la “calidad” con la cual se esté adquiriendo el registro, permitiendo
que existan muchos casos en que se varíe el símbolo por figuras triangulares o bien por pequeños
cuadros con sus respectivas líneas de azimut. Un punto negro ( ) con su respectiva línea de
azimut representará una buena calidad de las mediciones realizadas y por lo tanto una buena
interpretación estructural de las capas, mientras que un punto blanco o también denominado
vacio ( ) indicará que la calidad de las mediciones son inciertas y por ende no tan confiables. La
presencia de un asterisco (*) en el registro por otro lado, indicará que el cálculo de la herramienta
fue imposible debido a condiciones en el agujero o bien por una mala velocidad. Del mismo modo
pueden ser usados los colores como indicadores de calidad dentro de la simbología del registro y
de ser así el caso, éstos se deben detallar en el encabezado del registro.
Este tipo de representación gráfica contiene además de los puntos tapdole en el segundo carril,
también las curvas calliper, las curvas de la desviación del agujero y su azimut, así como también
una curva de rayos gamma con fines de correlación con otro tipo de registros en el primer carril.
Esto resulta particularmente útil para tener un buen control de calidad de los registros y en
algunos casos, para extraer información sobre variaciones sedimentológicas en los echados a lo
largo de estructuras que sean muy largas o que sean muy complejas.
Así como esta representación gráfica sirve para graficar los echados y azimuts de las capas a
profundidad, existen del mismo modo otras numerosas maneras de plotear o graficar estas
mediciones siendo las más comunes las representaciones estereográficas (stereographics plots),
representaciones de igual área (equal area plots), representaciones de frecuencia azimutal
(azimuth frequency plots), los stick plots que son proyecciones de los echados en forma de líneas
dentro de una sección del pozo, o bien proyecciones de los echados dentro de una sección
cilíndrica del agujero, representaciones tipo “SODA”, representaciones polares, representaciones
entre secciones, etc. Cada una de estas tiene una finalidad distinta de acuerdo a los
requerimientos que se necesiten para estudiar las formaciones en los pozos, particularmente en
aquellos pozos que sean exploratorios sin embargo, todas en conjunto constituyen una fuente de
datos muy valiosa para las interpretaciones estructurales, localización de fallas en las formaciones,
identificar discordancias y domos salinos, para realizar mapeos estructurales, interpretaciones
tectónicas y sedimentológicas entre otras más.
6.2.5.1.1 Representación estereográfica
La utilización de distintas redes estereográficas como la Red de Wulff o la Red de Schmidt para el
análisis de estructuras geométricas complejas, también son de utilidad en el análisis de los
echados de las formaciones. En ellas se analizan gráficamente la geometría de las capas de forma
analítica dibujando en la red sus trazas (tanto los planos como sus polos) y su utilización e

267
interpretación se realiza solo para cierto tipo de intervalos de interés, especialmente para zonas
donde se necesiten datos estructurales de las formaciones de forma muy cuidadosa.
6.2.5.1.2 Representación FAST (Traza de simulación anómala de la formación)
Esta representación gráfica de los datos de los echados convierte a las mediciones en planos que
intersectan con el agujero, considerando a este último como un espacio cilíndrico definido,
permitiendo que con ello se obtenga algo similar a un diagrama o sección enrollada de las
formaciones en el pozo, visualizando de esta manera el cómo se verían los echados de las
formaciones en un núcleo de perforación orientado adquirido a esa profundidad. Su mayor
utilidad práctica se centrara principalmente en brindar datos de interés sobre fenómenos
tectónicos o bien discontinuidades sedimentarias (Figura 6.17).
6.2.5.1.3 Representación tipo Stick Plot
Este tipo de presentación gráfica de los de los echados de las formaciones convierte a las
mediciones adquiridas sobre los echados en líneas de intersección entre los echados de las
formaciones y ciertos planos verticales de azimut, aunque el azimut no se representa en este tipo
de gráfico. Estos se presentan usualmente por medio de 2 secciones ortogonales (a 90° una de la
otra) típicamente en norte-sur y este-oeste siendo éstas, la representación de los echados
aparentes en la orientación indicada, permitiéndole a los geólogos encargados de estos tipos de
registros, el poder trazar los echados en secciones geológicas correlacionables entre pozos que no
se encuentren desviados. Esto resulta particularmente útil especialmente para convertir la
información de los echados en escalas de tiempo siendo de utilidad incluso para correlacionar
secciones sísmicas adquiridas en el campo así como también para las interpretaciones
estructurales (Figura 6.18).
6.2.5.1.4 Representación SODA (Separación entre echados y azimuts)
Este tipo de representación de los datos en los registros es muy similar al esquema tapdole sin
embargo en la representación SODA (Separation Of Dip and Azimuth por sus siglas en inglés), tanto
los echados como los azimuts de las formaciones se graficaran de forma separada permitiendo con
ello, el que se pueda notar con mucho mejor detalle la dirección preferencial del azimut y su valor
para fines estructurales o bien sedimentológicos (Figura 6.18).
6.2.5.1.5 Representación de frecuencia azimutal
Esta representación gráfica permite que los azimuts calculados en un intervalo de profundidad
dado, sean dibujados o representados en forma de un histograma circular. En ello, el valor del
azimut será leído en el sentido de las manecillas del reloj de 0 a 360°, mientras que la frecuencia
con la que aparezcan, será representada por una línea radial cuya longitud será proporcional al
número de puntos cuyos azimuts caigan en ese rango.

268
Figura 6.16.- Ejemplo de un registro de medición de echados representado como un grafico
tapdole en el que se logran observar las curvas de resistividad adquiridas ya sea por medio de
una HDT, una SHDT o bien una OBDT obtenido en un pozo con intervalos de arenas
(Modificado de Luthi, 2001).

269
Figura 6.17.- Ejemplo de una representación FAST de los echados de las formaciones visualizándose
éstos como si fuese una sección cilíndrica enrollada (Modificado de Luthi, 2000).
Figura 6.18.- Ejemplo de una representación SODA en conjunto con una tipo STICK PLOT
lográndose apreciar en columnas distintas los echados de los azimuts, así como una
representación en líneas o varas de los echados en las formaciones (Modificado de Luthi, 2000).

270
6.2.6 Correcciones
No hay un efecto en particular por el cual haya que corregir las lecturas brindadas por las
herramientas, sino que el posterior procesado de las mediciones realizadas serán la clave principal
para tener confiabilidad y calidad en el registro. La calidad con la cual será procesada la
información es de vital importancia en las labores de interpretación ya que no solo brinda una
mayor credibilidad a las lecturas sino que también le permite a los geólogos encargados del
registro, el examinar y definir adecuadamente las diversas estructuras o geometrías que se tengan
en los pozos minimizando aquellas incertidumbres que se pudiesen generar.
Para lograr tal objetivo, es necesario tomar en cuenta ciertos aspectos de importancia que
pudiesen llegar a afectar la calidad en las mediciones tales como ruido presente en la herramienta,
las condiciones del agujero (diámetro el agujero, tipo de lodo empleado, tipo de litologías
cortadas), la calidad con las que se lleva a cabo el proceso de adquisición y la calidad en el tipo de
procesado llevado a cabo para obtener los datos finales.
6.2.6.1 Condiciones del agujero
Para poder obtener buenas lecturas de resistividad y/o conductividad de las formaciones y sus
posteriores echados y azimuts, es necesario que los agujeros en donde son adquiridas las
mediciones sean de preferencia lo más circulares posibles ya que en aquellos casos donde se
presenten en los agujeros los tipos de geometrías ya sean “lavables”, “de llave” o bien
“ovalizados”, se corre el riesgo de que los patines de las herramientas no hagan un buen contacto
con las paredes del pozo, en muchos casos por el tipo de litología que se esté atrevesando debido
a que esta se encuentra fracturada, colapsada o bien sus características mecánicas y texturales no
favorecen el que se tenga un buena estabilidad en los pozos. Por lo tanto, esto repercute en que
no se logren obtener con una buena precisión los marcadores estratigráficos necesarios para
realizar las reconstrucciones estructurales.
6.2.6.2 Tipo de lodo de perforación utilizado
Para lodos que sean conductores si Rm es mayor a 3 ohm*m, la calidad con la que se grafiquen las
curvas de correlación será pobre debido a que el contacto entre las formaciones y la herramienta
se incrementara demasiado, provocando con ello el que se omitan pequeñas variaciones que
podrían ser útiles para fines de correlación. Y si este mismo es menor a 1 ohm*m, la corriente se
fugará a través de las partes aislantes de la herramienta provocando del mismo modo que se
atenúen o desaparezcan pequeños detalles en las curvas. En lodos no conductores por otro lado,
es necesario que se utilice un patín guía o un “cuchillo” para desprender las capas no conductoras
de lodo de las formaciones.

271
6.2.6.3 Adquisición y procesamiento de los datos
Estos 2 procesos son los pasos más importantes que existen e involucran a todos los mencionados
con anterioridad si se desea tener una buena calidad en las mediciones realizadas por las
herramientas independientemente de la compañía o el tipo de herramienta que se utilice. En lo
que se refiere a la adquisición, es de suma importancia el poder realizar las mediciones en
condiciones que sean las óptimas para las herramientas, esto con la finalidad de poder evitar
dificultades técnicas que se pudiesen presentar como bien lo son la rotación de la herramienta en
el agujero así como también el que esta se pueda atascar o atorar en algunos intervalos dentro del
pozo. Para ello tanto la calibración previa y el correcto funcionamiento de los acelerómetros e
inclinómetros serán vitales para la adquisición de los datos ya que de no ser así las lecturas
podrían ser erróneas o bien no corresponder a los intervalos de interés.
Para el etapa de procesamiento por otro lado, ya habiéndose realizada una buena adquisición en
donde se asegure la confiabilidad y la calidad de las mediciones realizadas, se proceden a analizar
posteriormente los datos por medio de métodos computacionales diseñados por las distintas
compañías de servicios. Schlumberger por ejemplo, utiliza en la interpretación de los datos
obtenidos de sus distintas herramientas el Método Cluster.
El Método Cluster fue introducido y creado a mitades de los años 70´s por Schlumberger, y lo que
busca principalmente es poder eliminar errores matemáticos o estadísticos en los resultados
arrojados al momento de hacer las mediciones. La finalidad del método radica entonces en tratar
de obtener todas las posibles combinaciones de datos con la información adquirida para hacer
superposiciones al correlacionar los intervalos, manteniendo de esta manera como definitivos solo
aquellos datos que se repitan de un nivel al otro, logrando con ello definir apropiadamente los
echados adyacentes entre las capas. Tiene la gran ventaja de poder eliminar el ruido que se
pudiese llegar a producir en las mediciones eliminándolo de forma automática obteniéndose con
ello resultados más precisos sin embargo, ésta es también su desventaja ya que, en algunos casos
puede considerar como ruido algunos valores de echados cuando en realidad son valores
producidos por algún fenómeno o cambio dentro del pozo, y que podrían ser útiles para hacer
correlaciones adecuadas.
6.2.7 Aplicaciones
Son 3 las aplicaciones principales que se le pueden dar a los registros de medición de echados y la
utilidad o aplicación de cada una de ellos dependerá en gran medida de los parámetros que se
estén estudiando en las formaciones ya sea para tener la orientación adecuada de las reservas y
los parámetros del reservorio o bien para conocer la geometría de este. Por lo tanto, estos
registros son fuentes confiables de información sedimentológica de las formaciones, como fuentes
de información tectónica y estructural de las mismas y como indicadores estratigráficos. Cada una
se describirá brevemente a continuación.

272
6.2.7.1 Como fuente de información sedimentológica
Los registros de medición de echados como herramientas de interpretación sedimentológica son
de vital importancia en especial cuando la información adquirida es procesada por medio de un
programa denominado GEODIP de Schlumberger. Este programa es uno de los muchos que existen
en la gama de software de interpretación, y su principal función radica en el permitir que se
tengan buenas definiciones de las estructuras sedimentarias presentes en los intervalos en que
fueron adquiridas las mediciones. En consecuencia, lo que se obtendrá al final del procesado,
serán interpretaciones confiables y de buena calidad sobre los procesos sedimentarios de depósito
existentes en las formaciones pudiendo con ello hacer caracterizaciones sobre el tipo de
estratificación ya sea bien esta lenticular, paralela, ondulada, gradada, de tipo flysch, cruzada u
otra en las capas (Figura 6.19) y el ambiente de depósito en el cual ocurrió. Adicionalmente
también es posible obtener con ello el espesor de las capas, si las secuencias entre capas se
encuentran repetidas, su evolución vertical, la granulometría, su composición mineralógica (su
textura y su estructura), su origen (su facie sedimentaria), su naturaleza y su homogeneidad o su
heterogeneidad.
Figura 6.19.- Ilustración que muestra los patrones sedimentarios que son posibles reconocer por
medio de los registros de medición de echados HDT, SHDT, OBDT (Modificado de Pirson, 1977).

273
6.2.7.2 Como fuente de información estructural y estratigráfica
Los registros de medición de echados, como bien dice su nombre, se centran en obtener los
echados y azimuts de las formaciones atravesadas por un pozo a profundidad, siempre y cuando
se obtenga la suficiente información durante la adquisición para reconocer las variaciones o
anomalías que puedan presentarse en los cambios de los echados y sus azimuts en las formaciones
ya sea por esfuerzos mecánicos de las rocas o por factores tectónicos. Esto es posible realizarlo al
ir trazando líneas tipo “stick plot” por cada punto ploteado en los registros, permitiendo el que se
vayan generando reconstrucciones estructurales consecutivas y que con ello, al final del
procesado, se puedan identificar o reconocer rasgos estructurales presentes, tratando al mismo
tiempo de correlacionar estas interpretaciones con información brindada por otros registros para
darle más veracidad a las interpretaciones. Esto permite que sea posibles de identificar rasgos
característicos o bien información estructural asociada a cambios en los rasgos geológicos
(geología estructural), permitiendo realizar interpretaciones sobre los procesos ambientales,
regionales, sedimentarios y estructurales que tuvieron lugar en el pasado geológico.
Una de las aplicaciones más prácticas y útiles que tiene la información estructural es el poder
comparar con gran precisión los resultados obtenidos por las herramientas (siendo estas las
representaciones realizadas por medio de gráficos “stick plot”) con las secciones sísmicas
adquiridas previamente. Gracias a ello, es posible identificar con gran precisión rasgos geológicos
en las formaciones como pliegues, fallas, discontinuidades, continuidades, repeticiones,
deslizamientos, fracturas, cabalgaduras, etc. (Figura 6.20)
Comúnmente los resultados finales del procesamiento de la información estructural serán
representaciones “stick plot” en donde además el conocimiento experto y la experiencia de los
intérpretes encargados de los registros, será vital para obtener buenas interpretaciones.
Figura 6.20.- Ilustración que muestra los patrones estructurales que pueden ser interpretados por

274
6.2.7.3 Como fuente de información tectónica
El entender la tectónica del planeta, nos permite del mismo modo poder entender aquellos
procesos que pudieran destruir o bien alterar la fábrica original de las rocas sedimentarias,
especialmente de aquellas rocas que son consideradas suaves como bien lo son las lutitas, las
margas, las arcillas etc. Dependiendo en gran medida de la intensidad con las cual se den la
deformaciones en las rocas y la competencia en las mismas, es como se podrá interpretar el grado
de alteración o deformación tectónica presente en las formaciones modificando en muchos casos
incluso la orientación de los granos, su mineralogía o bien borrar su fábrica ya sea por estriación o
tensión.
El cuarzo, por ejemplo, en las rocas sedimentarias como las areniscas, es un mineral primario muy
sensible que puede debido a esfuerzos tectónicos, presentar recristalización y deformación
interna, provocando que se altere su estructura y con ello la forma y la fárica de la roca logrando
que las formaciones ya no sean isotrópicas sino anisotrópicas. Los registros de medición de
echados al menos en estos casos, permitirán que se pueda tener la orientación preferencial de las
estructuras internas de las rocas y su importancia radicará en que con ello, se podrá definir el
cómo se encuentra constituida la fabrica secundaria adquirida en las cuencas sedimentarias de
depósito (Figura 6.21).
Figura 6.21.- Ilustración que muestra los patrones tectónicos que pueden ser interpretados por

CAPÍTULO 7.- IMÁGENES DE
POZO
7.1 Imágenes resistivas
7.2 Imágenes acústicas
7.3 Videos de pozo

CAPÍTULO 7.- IMÁGENES DE POZO 7.1 Imágenes resistivas
275
7.1.1 Antecedentes de las imágenes de pozo
Las técnicas de adquisición de imágenes de pozo como registro geofísico operado por cable
(wireline), surgieron poco antes de que acabara la década de los 50´s y mucho después de que se
desarrollaran los lodos base aceite como fluido de perforación en las exploraciones petroleras. En
ellos las mediciones realizadas a las formaciones ya no son por medio de solo un sensor (o
electrodo) como lo hacen algunas herramientas de medición de echados sino que ahora, se
adquieren las mediciones por medio de arreglos de sensores o electrodos acoplados por cada
patín en las herramientas tales como la FMS, la FMI, la EMI y la STAR abordadas más adelante. Los
primeros comienzos de los cuales se tienen registros en la adquisición de imágenes corresponden
al año de 1958 en donde se logró fotografiar por primera vez el interior de un pozo por medio de
un dispositivo fotográfico de 16 mm desarrollado por Birdwell, con el cual se permitía tener un
“vistazo” de las condiciones internas en las perforaciones. Posteriormente, a mitades de los años
60´s, la compañía SHELL obtenía imágenes de fondo de pozo por medio de cámaras televisivas en
blanco y negro, y poco después a finales de la década de los 60´s, se logro un gran avance
significativo en la adquisición de imágenes gracias a la utilización por primera vez de la primera
herramienta comercial de adquisición de imágenes desarrollada por la compañía Mobil (la BHTV o
“borehole televiewer”) en el año de 1968. Esta herramienta se detallará brevemente más adelante
pero cabe resaltar que permitía obtener imágenes de fondo de pozo por medio de ondas acústicas
de altas frecuencias (ultrasónicas).
No fue sino hasta mitades de la década de los 80´s que se dio un desarrollo explosivo en el
desarrollo de herramientas cuya tecnología permitía obtener imágenes resistivas o acústicas de las
formaciones a profundidad. Este desarrollo se dio en gran medida gracias a los avances
tecnológicos en materia de digitalización, transmisión de las señales, y procesamiento de grandes
volúmenes de información en tiempo real por medio de los equipos de cómputo que se iban
modernizando día con día, permitiendo que se pudiera analizar con mucho más precisión la
información obtenida al pasar de analógica a digital. Esto le permitió a las herramientas de
imágenes por lo tanto, tener varias ventajas sobresalientes en comparación de las herramientas
de echados ya que mientras las herramientas estándar obtienen puntos de medición cada 15 cm
(6”), las herramientas de imágenes obtienen los mismos puntos de medición pero cada 0.25 cm
(0.1”) tanto vertical como horizontalmente. Del mismo modo mientras las herramientas estándar
obtienen solo una medición por cada punto, las herramientas de imágenes obtienen hasta 250
mediciones por punto observándose de esta manera, la enorme cantidad de información que es
posible obtenerse de las herramientas de imágenes en comparación de las herramientas de
medición de echados (hasta 60,000 mediciones por metro).
Actualmente son muchas las herramientas de imágenes las que se han desarrollado a lo largo de
los años, y todas o la mayoría trabajan de una forma muy similar siendo las variaciones que existen
entre ellas principalmente técnicas. Esto ha permitido que ahora no solo sea posible obtener
información de las formaciones en lo que respecta a su echado y su azimut sino que ahora, lo que
se logran obtener son imágenes computarizada basadas en las propiedades petrofísicas de las

276
formaciones como lo son su reflectividad acústica y su conductividad eléctrica. Estas imágenes
representan por lo tanto, las respuestas de las formaciones en el fondo de los pozos perforados y
provee además a los ingenieros encargados de la adquisición de los registros, de observaciones
continuas detalladas sobre las variaciones verticales y laterales en las formaciones a lo largo de
toda la circunferencia del agujero a profundidad. Este tipo de tecnología sin embargo, sigue
evolucionando incluso aún hoy en nuestros días con muy buenos resultados principalmente en la
industria petrolera, modernizando con ello las técnicas de interpretación de los registros.
Al igual que las herramientas de medición de echados, las herramientas de adquisición de
imágenes de pozo cuentan con sensores o electrodos acoplados en los patines de las herramientas
para realizar las mediciones correspondientes pero con la gran variante de que en las
herramientas de imágenes se perfeccionó el principio de medición al agregar en ellas muchos más
electrodos a los patines, reduciendo significativamente el espaciado existente entre ellos
generándose con ello, densas y complejas cantidades de información provenientes de las
mediciones realizadas por los electrodos. Esto le permite a las herramientas de imágenes generar
al final una imagen computarizada del área sobre la cual se están realizando las mediciones,
permitiendo que las curvas obtenidas se puedan traslapar lateralmente entre sí al ser adquiridas
muchas veces y con una gran resolución vertical de 0.1” (0.25 cm).
Estas herramientas se podría decir que son muy similares a las herramientas de medición de
echados siendo incluso consideradas como de “super” medición de echados y la evolución de las
mismas si se seleccionara una sola curva individual de imagen sin embargo, la gran cantidad de
arreglos de electrodos acoplados en el diseño de las herramientas de imágenes, les permiten a
éstas el que puedan ser generadas muchas curvas de imágenes eléctricas y/o acústicas siendo
incluso, comparables con las fotografías tomadas a los núcleos de fondo de pozo debido al gran
detalle que brindan sobre las formaciones. Debido a ello y a la gran cantidad de información y
detalle que se obtiene de las herramientas de imágenes, es posible que se puedan determinar los
echados en las formaciones con mucha mayor exactitud y en condiciones más complejas a
diferencia de las herramientas de echados (la HDT, SHDT y la OBDT). Proveé además de una
identificación casi directa sobre cambios en la estratificación de las formaciones, identificación de
fracturas, fallas, laminaciones, vúgulos, nódulos, cristales, etc.
En términos de circuitos eléctricos, se dice que las herramientas de imágenes y las de echados son
prácticamente idénticas ya que ambas utilizan el mismo principio de medición eléctrico (de
enfoque pasivo). Utilizan una corriente electromagnética de baja frecuencia variable, la cual es
modulada directamente de los cambios de resistividad y/o conductividad en las formaciones, y es
usada para enfocar los cambios rápidamente a señales de altas frecuencias. En la práctica se
podría decir que las caras de los patines conductores son superficies equipotenciales que se
mantienen a un potencial constante relativo a la señal del electrodo de retorno en las
herramientas. De esta manera los patines inyectarán corrientes a las formaciones permitiendo que

277
la cantidad de corriente que sea atravesada en los patines, sea medida por lo electrodos. Esto
permite que los cambios o variaciones que se vayan generando en la corriente medida por los
electrodos en los patines, se deban solo a cambios resistivos en las formaciones.
Algunas otras características más sobresalientes se mencionan a continuación:
• Se pueden obtener rangos dinámicos de resistividad muy amplios siendo estos
comprendidos desde los 0.1 ohm*m, hasta más de 10,000 ohm*m.
• Tiene una sensibilidad sumamente alta permitiendo que en ellas se puedan observar
detalles tan pequeños en las formaciones como pequeñas fracturas, hasta eventos
contrastantes de bajas resistividades como lo son cristales de pirita en las formaciones.
• Tiene una sensibilidad muy baja con ciertas condiciones del agujero como lo son la
rugosidad del mismo, lodos muy pesados y formaciones de enjarres, así como también
como la posición que pueda tener la herramienta en el agujero permitiendo con ello que
las mediciones sean muy poco afectadas por estos factores.
• Permite tener una observación detallada de las formaciones y las variaciones que se
pudiesen presentar tanto vertical como lateralmente.
7.1.2.1 Tipos de herramienta utilizadas en la adquisición de imágenes
Actualmente son 2 las principales variaciones que existen en la adquisición de imágenes de fondo
de pozo por medio de herramientas de registros. Cada una opera con principios de medición muy
distintos una de la otra sin embargo, a ambas se les podría considerar como la evolución de las
herramientas de medición de echados. El primer tipo lo constituyen aquellas herramientas que
funcionan bajo principios acústicos como lo es la BHTV mencionada con anterioridad, y la UBI de la
compañía Schlumberger generándose de ambas, imágenes acústicas de altas frecuencias de las
formaciones. El segundo tipo de herramientas de imágenes por otro lado, las constituyen aquellas
que utilizan como principio de medición, los mismos principios eléctricos con los cuales funcionan
las herramientas de echados, pero con la gran variante de que en éstas se obtienen muchas más
lecturas resistivas por metro de formación (hasta 192 mediciones en la FMI), permitiendo que se
puedan generar en consecuencia, imágenes eléctricas correspondientes a la respuesta de las
formaciones que se encuentre enfrente de ellas.
Cabe mencionar que desde que se dio la aparición de la primera herramienta de adquisición de
imágenes (la BHTV), han sido muchas las variantes y las patentes que se han desarrollado por
parte de las distintas compañías de servicios para la obtención de imágenes de fondo de pozo. Las
principales y las más importantes por compañía podemos resumirlas en las tablas 7.1 y 7.2 de
acuerdo al principio de medición con el que operan y del tipo de imágenes que se generan por
parte de las herramientas.

278
HERRAMIENTAS DE IMÁGENES ELÉCTRICAS
Compañía Acrónimo Nombre Descripción
Schlumberger
(1986 y 1988)
FMS Herramienta de generación de
imágenes microeléctricas de
las formaciones
Consta de 2 brazos o bien de 4
brazos con patines (la versión
actual) y 54 o 64 electrodos
dependiendo la versión
Schlumberger
(1991)
FMI Herramienta de generación de
imágenes microeléctricas de
cobertura total de las
formaciones
Consta de 4 brazos con 4 patines y
192 electrodos en total
Halliburton
(1994)
EMI Microimágenes eléctricas de
las formaciones
Consta de de 6 brazos con patines
independientes y 150 electrodos en
total
Western Atlas
(1995)
STAR Herramienta de generación de
imágenes acústicas y resistivas
simultaneas de fondo de pozo
Consta de 6 brazos con patines
independientes y 144 electrodos en
total
Schlumberger OBMI Herramienta de generación de
imágenes microeléctricas en
lodos base aceite
Consta de 4 brazos con 4 patines y
20 sensores o electrodos en total
HERRAMIENTAS DE IMÁGENES ACÚSTICAS
Compañía Acrónimo Nombre Descripción
Mobil
(1968)
BHTV Imágenes televisivas de fondo
de pozo
3 revoluciones por segundo
485 muestreo por las 3 revoluciones
Western Atlas CBIL Herramienta de generación de
imágenes circunferenciales de
fondo de pozo
250 muestreos por revolución
Sclumberger
(1995)
UBI Herramienta de adquisición de
imágenes ultrasónicas de
fondo de pozo
7.5 revoluciones por segundo
Halliburton
(1995)
CAST Herramienta de generación de
imágenes acústicas
circunferenciales
BPB AST Herramienta de generación de
imágenes acústicas
7.1.3 Herramientas eléctricas de imágenes
Como bien lo dice su nombre, las herramientas eléctricas de imágenes utilizan como fuente o
principio de medición, los principios eléctricos con los que se basan las herramientas de medición
de echados pero con la gran variante de que en ellas, en lugar de tener 1 solo electrodo, existen
largos arreglos de ellos de dimensiones muy pequeñas, y todos acoplados en los patines de las
herramientas. Por lo tanto las imágenes resistivas que se obtendrán de este tipo de herramientas,
serán función de un procesado muy amplio de todas las respuestas resistivas que se obtengan en
conjunto de todos los electrodos creando con ello, una imagen de las formaciones por medio de
Tabla 7.1 Principales herramientas de imágenes eléctricas (Rider, 2000).
Tabla 7.2 Principales herramientas de imágenes acústicas (Rider, 2000).

279
“pixeles”. Cabe resaltar que necesariamente todas las mediciones resistivas son realizadas por
medio de los patines de las herramientas que van pegados a las formaciones y obligadamente
solo en pozos cuyos lodos de perforación utilizados sean conductores (a diferencia de la OBMI que
si puede trabajar en lodos base aceite) sin embargo, puede que no llegue existir tal contacto entre
los patines y las formaciones principalmente si se llegasen a generar enjarres en los intervalos
porosos y permeables, aun así, las imágenes obtenidas de las herramientas seguirán conservando
una gran resolución tanto vertical como horizontal.
Se pueden dividir entonces a las herramientas de imágenes cuyo principio de funcionamiento sea
eléctrico, en 3 grupos principales dependiendo básicamente del método que utilizan:
• Imágenes microeléctricas: Este tipo de herramientas utilizan el mismo principio de
medición con el que trabajan las herramientas de echados produciendo con ello, un
mapeo de imágenes de gran resolución de las formaciones.
• Imágenes resistivas azimutales (macroeléctricas): Esta técnica de adquisición de imágenes
basa su principio en mediciones tipo laterolog (específicamente la DLL) de baja resolución
para la obtención de imágenes resistivas.
• Imágenes resistivas tipo LWD: Este tipo de herramientas no se abordarán en este capítulo
pero si en el capítulo 8, y se centran en la obtención de imágenes por medio de electrodos
acoplados al sistema de perforación rotatorio, produciendo con ello, imágenes resistivas
provenientes de la parte trasera de la barrena al mismo tiempo con el que se están
perforando los pozos (en tiempo real) y con una resolución intermedia en comparación
con los 2 primeros métodos descritos.
7.1.3.1 Herramientas microeléctricas de imágenes
Actualmente la compañía Schlumberger es la principal desarrolladora de herramientas eléctricas y
acústicas para la adquisición de imágenes de fondo de pozo sin embargo, también existen otras
compañías como Western Atlas, Chevron, Halliburton, etc. que igualmente han creado sus propias
versiones de las herramientas de imágenes que comenzó a utilizar Schlumberger desde mediados
de los años 80´s. Se podría considerar entonces que fue la década de los 80´s cuando se dio un
gran salto en la adquisición de imágenes y fue precisamente la compañía Schlumberger la que
abrió el parteaguas en la adquisición de imágenes. Fue en 1986 que por medio de su herramienta
FMS (herramienta de generación de imágenes microeléctricas de las formaciones) que se
comenzaron a obtener por primera vez imágenes microeléctricas de las formaciones al dotar a la
herramienta de gran cantidad de sensores en los patines de la misma. La herramienta FMS se
distingue de esta manera de las herramientas de medición de echados, ya que fue la primera
herramienta de imágenes que permitía a los geólogos observar y analizar por primera vez detalles
en la estratificación de las formaciones, identificación de fracturas, porosidad secundaria, nódulos,
etc. todos con un gran detalle.

280
Una primera versión de la herramienta FMS basa su diseño en estar constituida por medio de 2
patines de imágenes (con 27 electrodos de 5 mm de diámetro cada uno y un espaciado lateral de
0.25 cm entre ellos) y 2 patines de medición de echados efectuando las mismas funciones de la
SHDT. Con ello se lograba obtener un cubrimiento de tan solo un 20% de imágenes de las
formaciones en bandas ortogonales de 7 cm y en agujeros de hasta 7 7
/8 de pulgada (7.87”) o en
agujeros estándar de 8.5” en una sola corrida. Esto hacía necesario el que se tuvieran que realizar
múltiples corridas de la herramienta en diferentes orientaciones dentro del pozo, para poder
obtener imágenes lo suficientemente razonables y completas para cubrir en lo posible la totalidad
del agujero. Fue entonces 2 años después en 1988 que debido a esta limitante en la herramienta,
que Schlumberger modificó el diseño original sustituyendo ahora los patines de echados, por 2
patines más de imágenes mejorando significativamente la adquisición de imágenes al duplicar la
cobertura original que se obtenía por la primera versión de la FMS (Figura 7.1). Sin embargo, a
medida que los años transcurrían, la necesidad de las compañías petroleras por querer obtener
más y mejores cubrimientos e imágenes más detalladas de las formaciones a profundidad en una
sola corrida especialmente en pozos de alto riesgo, yacimientos fracturados o heterogéneos, así
como también en formaciones carbonatadas complejas, obligaba a las empresas proveedoras de
servicios a desarrollar herramientas de imágenes con una mayor cobertura.
Fue así como Schlumberger desarrolló la herramienta de generación de imágenes microeléctricas
de cobertura total de las formaciones o FMI (Formation Microimager tool) en el año de 1991.
7.1.3.1.1 Herramienta de generación de imágenes microeléctricas de cobertura total (FMI)
La herramienta FMI puede ser considerada como la sucesora de la FMS y fue patentada por
Schlumberger a principios de la década de los 90´s debido a la necesidad que existía de obtener
Figura 7.1 Esquema que muestra la configuración de las versiones de 2 y 4 patines de imágenes
en la herramienta FMS para la adquisición de imágenes microeléctricas de las formaciones.

281
una mayor cobertura lateral y vertical en la adquisición de imágenes en agujeros y formaciones
cada vez más complejas. Su diseño se centra en estar constituida por medio de 4 patines de
imágenes con 24 electrodos cada uno, acoplados a la herramienta por medio de 2 brazos
ortogonales (a 90°) del mismo modo en que se encuentran constituidas las herramientas de
medición de echados. Sin embargo, la gran variante fundamental en el diseño de la FMI se centra
en que 2 de esos patines se encuentran articulados a los patines principales de manera como si
fueran lengüetas igualmente con 24 electrodos, esto para lograr extender el área de investigación
o el contacto eléctrico de la herramienta con las formaciones. Con ello se logra que sean
finalmente 8 los patines de imágenes con los que cuenta la herramienta FMI (Figura 7.2). Esto le
permite por lo tanto, tener una mejor cobertura del agujero de cerca del 80% en una sola corrida
en agujeros estándar de 8.5” y una profundidad de investigación de 30” similar a las laterolog
someras, casi cuadriplicando con ello las imágenes resistivas que pueden ser obtenidas a
diferencia de la FMS que solo lograba un 20% de cobertura.
En el aspecto técnico de su diseño, algunas de las características más importantes con las que
cuenta la herramienta FMI, haciéndola única dentro de la gran variedad de herramientas de
imágenes microeléctricas, es el diseño de los patines de imágenes con los que cuenta. Estos
patines se encuentran constituidos por 1 patín principal con dimensiones de 3.2” de ancho por 7”
de largo (8 x 18 cm) y 1 patín articulado adjunto al patín principal 15 cm por debajo de este con
dimensiones de 3.2” de ancho por 2.5” de largo (8 x 6 cm) por cada brazo de la herramienta FMI.
Destaca también en su diseño, el que sus caras no son rectas como bien ocurre con otras
herramientas, sino más bien se encuentran curveadas para que pueda existir un mejor contacto
con las paredes del pozo.
Así como se incrementaron en el diseño de la FMI el numero de patines para obtener una mejor
cobertura lateral de las formaciones, también es de importancia tomar en consideración la
Figura 7.2 Esquema que muestra el diseño de los patines que integran la herramienta FMI, así
como el diseño y las dimensiones de de los electrodos que se encuentran acoplados los patines
de la FMI (Modificado de apuntes de clase de registros geofísicos de pozos, 2011).

282
cantidad de sensores con los cuales fue equipada la herramienta en su diseño para la generación
de imágenes eléctricas como respuesta de las variaciones resistivas/conductivas en las
formaciones que se encuentren delante de ellos. Estos sensores o electrodos son muy similares a
los electrodos que se utilizan en las herramientas de medición de echados y funcionan del mismo
modo, pero con la gran variante de que en la FMI son más pequeños, en mayor número y con una
separación muy pequeña entre ellos. Individualmente cada electrodo tiene una dimensión de
0.16” (0.4 cm) si se considera solamente el electrodo, y de 0.24” (0.5 cm), si se considera también
la sección aislante de 0.1 cm que rodea cada uno, y todos separados entre ellos por tan solo 0.2”
siendo en total 24 los electrodos acoplados que podríamos apreciar por cada patín (Figura 7.2).
Estos 24 electrodos no se encuentran todos unidos en conjunto dentro de cada patín, sino que 12
de ellos constituyen una fila horizontal, y los 12 restantes otra fila horizontal separada
verticalmente de la primera por tan solo 0.3” (0.75 cm). Con este tipo de arreglo se podría
considerar que cada electrodo de la herramienta FMI tendrá una resolución de 0.2”
correspondiente a las dimensiones de cada uno (0.5 cm) y que por lo tanto, debido a que la
separación que existe entre los electrodos es vertical, cada punto de muestreo proveniente de las
formaciones serán horizontales correspondiendo cada punto de medición a la mitad de la
distancia que existe en el arreglo el cual es de 0.1” (0.25 cm).
Esta configuración le permite a la herramienta el que se pueda generar matrices de datos de 0.1”
por 0.1” (0.25 cm por 0.25 cm) tanto vertical como horizontalmente frente a los patines y sus
patines articulados, para obtener una cobertura de imágenes casi total del agujero incluso en
perforaciones que se encuentren con un ángulo de desviación muy grande o bien, en
perforaciones horizontales (mientras que el calliper, los magnetómetros y los acelerómetros
realizan esto cada 1.5”). Además de ello, gracias a un sistema hidráulico mejorado que controla los
brazos mecánicos de la herramienta, es posible que se logre una buena adherencia de los patines
con las formaciones al minimizar el bamboleo que la pudiese descentrar, permitiendo en buena
medida el que se vayan generando adecuadamente las imágenes resistivas de las formaciones
incluso en aquellas perforaciones sean muy complicadas (Figura 7.3).
Así como las herramientas de echados cuentan con inclinómetros, acelerómetros y
magnetómetros que miden constantemente la desviación y velocidad que tiene la herramienta en
el agujero, también la FMI incorpora dentro del cuerpo de la herramienta un inclinómetro, así
como también una sistema telemétrico muy avanzado para procesar toda la información obtenida
de las formaciones. Por otro lado la porción superior de la herramienta se diseño de tal forma que
se encuentra siempre aislada de la porción inferior, permitiendo que la primera pueda actuar
como un electrodo de retorno de corriente y si se deseara, es posible también acoplar un rayos
gamma al cuerpo de la herramienta logrando que mida en su totalidad cerca de 15 m.
Se puede concluir diciendo que la herramienta FMI se encuentra constituida en su totalidad por
medio de 192 electrodos funcionando todos en conjunto cuando la herramienta desplega los
patines articulados en los patines principales. Sin embargo, es posible también que solo se

283
requieran las mediciones provenientes de los 4 patines principales sin desplegar los patines
articulados obteniéndose con ello, imágenes resistivas de las formaciones provenientes de solo la
mitad de los electrodos con los que cuenta la FMI (92 electrodos). El utilizar una u otra
configuración dependerá en gran medida de las habilidades y del juicio del encargado de la toma
del registro (Tabla 7.3, Figura 7.4).
Herramienta Número de
electrodos
Velocidad del
registro
Tamaño del agujero
6” 8.5” 12.25”
FMI (8 patines) 192 550m/h 90% 80% 50%
FMI (4 patines) 96 1100m/h 50% 40% 25%
FMS ( 4 patines) 64 500m/h 50% 40% 25%
FMS (2 patines) 54 500m/h 25% 20% 12%
SHDT 8 1650m/h
Tabla 7.3 Cobertura de de imágenes que se pueden obtener en distintos tamaños de pozos
utilizando las distintas forma de herramientas microeléctricas (Rider, 2000).
Figura 7.3 Diseño de la herramienta de imágenes microeléctricas FMI en donde se logra apreciar el
diseño de los patines y los brazos de la herramientas, el electrodo de retorno y la porción aislante de
la misma, así como también el principio de medición que utiliza para la obtención de la imágenes
resistivas (Modificado de Schlumberger, 2002).

284
7.1.3.1.2 Principio de medición de las herramientas microeléctricas (FMS, FMI)
Como ya se mencionó con anterioridad, las herramientas de imágenes utilizan el mismo principio
de enfoque pasivo que utilizan las herramientas de echados pero con la gran variante de que la
gran cantidad de patines y sensores acoplados tanto a la FMS como la FMI, permiten el que se
puedan obtener imágenes muy detalladas de las formaciones. En las herramientas de imágenes
tanto la porción inferior de la herramienta la cual es la que contiene los electrodos, así como el
lodo de perforación utilizado, se mantienen a un potencial constante con respecto a la porción
superior de la herramienta, la cual se encuentra separada por una sección aislante. Esto permite
que se generen superficies equipotenciales alrededor del agujero, forzando a la corriente de baja
frecuencia emitida por la porción inferior de la herramienta, a penetrar en las formaciones en
ángulo recto. Por lo tanto, la corriente emitida por cada uno los electrodos será solo función de las
mediciones continuas de resistividad de las formaciones que se localizan enfrente de ellos.
7.1.3.1.3 Otras herramientas de generación de imágenes microeléctricas
Así como la compañía Schlumberger desarrollo sus herramientas de imágenes FMS y FMl, existen
del mismo modo otras compañías de servicios que cuentan con sus propias versiones de las
herramientas de imágenes que operan bajo los mismos principios eléctricos con los que funciona
la FMI y la FMS pero con modificaciones de importancia en el diseño de las herramientas.
Para principios de la década de los 90´s poco después de que apareciera la herramienta FMI de
Schlumberger, tanto Halliburton como Western Atlas (ahora una de las divisiones de Baker
Hughes) desarrollaron igualmente sus propias versiones de herramientas de imágenes
Figura 7.4 Ejemplo de 2 registros de imágenes correspondientes al mismo intervalo en un pozo,
donde se logra observar la distinta calidad y cantidad de información si se utilizan distintas
versiones de las herramientas microeléctricas. De lado izquierdo se tiene un registro FMI donde
se aprecia un mayor cubrimiento en comparación con un registro FMS del lado derecho.

285
microeléctricas. La primera de ellas la constituye la herramienta EMI (Electrical Micro Imaging
tool) propiedad de Halliburton y desarrollada en 1994, que consta de 6 brazos y por ende 6 patines
de imágenes y 150 sensores o electrodos en total, con lo que se lograba cubrir un 60% de la
totalidad del agujero en una sola corrida, y era posible obtener los registros en pozos estándar de
8.5” de diámetro. Por otro lado, Western Atlas (ahora una filial de Baker Hughes) en 1995
desarrolló su herramienta STAR (Simultaneous Acoustic and Resistivity Imager Tool) la cual consta
de 6 brazos y patines de imágenes al igual que la EMI de Halliburton, pero con 144 electrodos de
medición en total, y con la gran diferencia de que la herramienta STAR además de emplear los
mismos principios eléctricos que utilizan las demás herramientas, cuenta además con un sensor
acústico de imágenes con el cual se pueden obtener imágenes tanto eléctricas como acústicas de
las formaciones, logrando un cubrimiento del 56% del agujero (Figura 7.5).
7.1.3.1.4 Creación de las imágenes microeléctricas
La creación y presentación de las imágenes microeléctricas a partir de los datos brindados por las
herramientas FMI, FMS o bien la EMI y la STAR, se puede lograr al asignar colores particulares a los
rangos de valores de resistividad brindados por las herramientas. Por ejemplo, para rangos de
resistividad 0-10 ohm*m asignar un verde, de 10 a 20 ohm*m un color verde brillante, de 20 a 30
ohm*m un amarillo brillante y así sucesivamente. Mediante esta técnica al final lo que se logrará
será obtener una imagen dimensional en escala de colores representando con ello, los cambios o
variaciones de resistividad que se vayan generando en las formaciones. La herramienta FMI por
ejemplo provee de 192 mediciones de resistividad con un incremento vertical igual al existente en
el espaciado que existe entre electrodos que es de 0.1” (2.5 mm). Cuando estas mediciones se
zonifican en el agujero tanto horizontal como verticalmente, se irán generando consecutivamente
mosaicos representativos de estos valores o matrices de “pixeles” de resistividad. Cada uno de
éstos tendrá un valor específico y su respectivo color asociado de acuerdo al rango de valores de
resistividad asignados por cada compañía, y si cada uno de ellos es lo suficientemente pequeño,
permitirá al final generar una imagen representativa de las formaciones a profundidad (Figura
7.6).
Figura 7.5 Herramienta STAR de la compañía Baker Hughes.

286
En cuanto a su presentación, estas imágenes se grafican de la misma forma tradicional con las que
se grafican las mediciones de las demás herramientas de registros, siendo la coordenada X
representativa a la horizontal del agujero y la coordenada Y la representación de la profundidad.
De esta manera lo que se obtienen son imágenes continuas representando a las formaciones a
profundidad a lo largo de todo el agujero en un formato como si se tuviera un cilindro de
revolución desdoblado.
Mediante esta técnica, los detalles horizontales de las formaciones se podrán observar
horizontales y los verticales igualmente verticales sin embargo, los datos de los echados se
observarán como sinuosidades en las imágenes siendo sus crestas, los puntos mayores que cruzan
por el plano y su tangente a este punto, el echado que se obtienen de la capas, mientras que los
puntos más bajos de las sinuosidades que cruzan el plano, representarán el azimut o dirección del
echado (Figura 7.6).
7.1.3.1.5 Herramienta de imágenes microelectricas en lodos base aceite (OBMI)
La herramienta de generación de imágenes microeléctricas en lodos base aceite también conocida
como la OBMI de la compañía Schlumberger (2001), es una de las ultimas herramientas
desarrolladas por la compañía para la obtención de imágenes en pozos que estén utilizando
cualquier tipo de lodo base aceite como bien puede ser diesel o lodos sintéticos.
Figura 7.6 Esquema que ejemplifica como es que se crean las imágenes resistivas por medio de las
herramientas de microresistividad, así como también la presentación de las mismas definiendo el
rumbo y echado de las capas.

287
Esta herramienta al igual que las otras herramientas de imágenes microeléctricas que existen
(FMI, FMS, STAR, etc.), se encuentra constituida por medio 4 patines de imágenes con 5 pares de
electrodos o sensores de 0.4” (1 cm) al centro de cada uno de los patines en 2 filas de electrodos.
Esto permite que la OBMI pueda adquirir 5 mediciones de resistividad o “pixeles” de resistividad
orientados con respecto a la geometría del agujero y a la posición de la herramienta. Cada uno de
los patines brindará entonces imágenes resistivas con una resolución vertical de 1.2” (siendo 3 cm
la capa más delgada que pueda ser detectada por medio de la OBMI), y con un espaciado entre
pixeles de 0.4 por 0.4 pulgadas siendo esta la separación que existe entre pares de electrodos. De
esta forma se mantiene una alta resolución e información azimutal suficiente como para observar
detalladamente rasgos estructurales y estratigráficos de las formaciones.
En cuanto al principio de medición con el que opera la OBMI, ésta es diferente a las otras
herramientas de imágenes principalmente por el tipo de corriente que se utiliza sin embargo, la
forma en que se realizan las mediciones es muy similar. En la OBMI una corriente alterna es
inyectada a las formaciones por medio de 2 electrodos de inyección localizados en la porción
superior e inferior de los patines de la herramienta, generando con ello una diferencia de
potencial (dV) que es medida por cada uno de los pares de electrodos de voltaje al centro de los
patines, brindando con ello una resistividad cuantitativa de la zona lavada (Rxo) de las formaciones
que se encuentren frente ellos por medio de la Ley de Ohm (Figura 7.7).
𝑹 𝒙𝒐 = 𝑲
𝒅𝑽
𝑰
Donde:
K = factor geométrico de la capa.
I = corriente alterna emitida por el electrodo.
dV = diferencia de potencial medida por la herramienta.
A partir de ello se podría decir que la herramienta OBMI proveé de datos de alta resolución sobre
Rxo de forma cuantitativa con un máximo de error del 20% y en rangos que pueden variar entre 1 a
Ecuación 7.1
Figura 7.7 Diseño de la herramienta OBMI de la compañía Schlumberger (2001) así como también el
principio de medición de la misma para la adquisición de imágenes en lodos base aceite.

288
10,000 ohm*m. Además es también muy útil para realizar caracterizaciones estratigráficas y
estructurales de las formaciones ya sea en la identificación de fallas y fracturas, caracterizaciones
de depósitos sedimentarios, determinaciones de los echados de las formaciones, análisis de
núcleos correlacionando la información del registro OBMI, detección de rasgos de anisotropía en
las formaciones, detección de rasgos muy pequeños que no son posible de observar con registros
convencionales, detección de fracturas inducidas por la perforación, etc. Sin embargo, todas o la
gran mayoría de las mediciones realizadas por la OBMI se encontrarán sujetas a la sensibilidad que
tenga la herramienta por la separación que pueda existir entre la superficie exterior de los
sensores, y las formaciones especialmente si se forman enjarres no conductores (su standoff).
La herramienta puede ser además combinable con otros tipos de registros tales como la UBI, la
OBDT, la FMI, la AIT, etc. esto para tener una mejor y mayor confiabilidad en las mediciones así
como también para hacer comparaciones de los datos adquiridos.
7.1.3.2 Herramientas macroeléctricas de imágenes (resistivas azimutales)
Este tipo de herramienta es otra variante que existe dentro de gama de herramientas eléctricas de
adquisición de imágenes pero con la gran diferencia de que en éstas, se utilizan mediciones
hibridas tipo microeléctricas y doble laterolog. La principal exponente y la más representativa es la
herramienta de imágenes resistivas azimutales o ARI (Azimuthal Resistivity Imager), la cual
funciona bajo este tipo de mediciones, siendo incluso considerada como una nueva generación de
herramienta laterolog al acoplar dentro de la herramienta DLL, un arreglo de 12 segmentos de
electrodos azimutales emplazados al centro del electrodo A2. Estos funcionan en la herramienta
DLL como electrodos de enfoque para la corriente del laterolog profundo (LLd), y como corriente
de retorno para la corriente del laterolog somero (LLs). Con ello se logran obtener 12 mediciones
resistivas direccionales alrededor del agujero tomadas cada 0.5” (1.27 cm) en sectores de 30° y
con una resolución vertical de 8” (20.3 cm).
La herramienta DLL opera simultáneamente a 2 frecuencias de 35 Hz para las mediciones
laterologs profundas (LLD) y de 280 Hz para la mediciones laterologs someras (LLS). En el caso de
las mediciones azimutales profundas, la herramienta DLL trabaja igualmente a 35 Hz al emitir un
flujo de corriente proveniente de los 12 electrodos azimutales, los cuales fluyen hacia la superficie.
Estas corrientes de voltaje se mantienen a un mismo potencial al igual que el lodo de perforación,
y se encuentran enfocadas desde arriba por la porción superior del electrodo A2 y desde abajo por
la porción inferior del electrodo A2 y por las corrientes provenientes de los electrodos A1, A0, A´1 y
A´2 (Figura 7.8). Se agregó además un electrodo monitor a cada electrodo azimutal para controlar
las corriente que son emitidas de ellos, de tal manera que las corrientes emitidas por cada
electrodo en el arreglo azimutal, se encuentren enfocadas pasivamente por las corrientes
provenientes de los electrodos azimutales a sus costados. Debido a que estas mediciones son muy
sensibles a las condiciones de pozo tales como la rugosidad, la forma y el diámetro del mismo, así
como también a la desviación de la herramienta, para corregir tales efectos se utiliza una medición

289
auxiliar a 71 kHz lo suficientemente alta para evitar el que se tengan interferencias en la los haces
de corriente de 35 Hz.
Esta medición auxiliar es muy somera con las líneas de corriente muy próximas a la sonda de
donde la mayor parte regresa a través del electrodo A2 muy cerca de los electrodos azimutales. Y
ya que el agujero es generalmente mas conductor que las formaciones, las líneas de corriente que
se generen en el, tenderán a quedarse en el lodo el cual es efectivamente equipotencial,
respondiendo principalmente al volumen de lodo que se encuentre frente a los electrodos
azimutales. De esta forma las mediciones serán menos influenciadas por las condiciones del
agujero como su forma y dimensiones, y a la descentralización de la herramienta. Por ello, el
principal objetivo de la medición auxiliar se centra en corregir estos efectos, mientras que su
objetivo secundario es proporcionar un standoff eléctrico con el cual podemos obtener-estimar la
forma y tamaño del agujero a partir de la resistividad del lodo (Rm) la cual es conocida o bien
puede ser obtenida independientemente. Esto permite que puedan ser generadas 12 imágenes
azimutales del agujero al medir las diferencias de potencial (dVi) entre los electrodos anulares M3
y M4 ubicados dentro del electrodo A2 y los electrodos azimutales alojados en A2 (Figura 7.9).
El principal propósito de haber dotado a la herramienta DLL de este arreglo relativamente
pequeño de 12 electrodos azimutales acoplados al centro del electrodo A2, tiene su fundamento
Figura 7.8 Esquema que muestra como se encuentra constituido el arreglo de electrodos
azimutales de la herramienta ARI dentro de la herramienta DLL así como las líneas de
corriente que se generan de los distintos electrodos.

290
en el querer obtener una docena de mediciones orientadas de resistividad profundas sin afectar
las mediciones realizadas por la DLL a distintas profundidades de investigación por la LLD y la LLS.
Esto permite que se genere una imagen resistiva azimutal de las formaciones a profundidad y una
curva de alta resolución derivada de las mediciones azimutales (LLhr) al operar en modalidad de
alta resolución con una resolución espacial tal vez no tan buena como las imágenes que se
obtienen de la FMI o la UBI (Ultrasonic Borehole Imager), pero con 3 a 4 veces mayores resultados
que las laterolog convencionales (HALS) principalmente por el diferente sistema de enfoque que
utiliza la ARI. La herramienta se corre normalmente a una velocidad de 3600 pies/hr cuando se
requieren hacer mediciones de los echados de las formaciones o bien puede disminuir a 1800
pies/hr cuando se desean conocer más a detalles las características de las capas. Son además de
utilidad como complemento por su gran sensibilidad para observar detalles más allá de las
paredes del agujero, como bien podría ser el discriminar entre los fracturamientos naturales en las
formaciones de aquellas que son inducidas por los efectos del fluido de perforación.
7.1.3.2.1 Otras herramientas de macroresistividad
Similar a la herramienta ARI (Azimuthal Resistivity Imaging), en 1989 el Buro de Investigadores
Geólogos en Minas (BRGM) desarrollo la denominada herramienta ELIAS. Esta se encuentra
constituida por 16 patines de imágenes con lo que logra cubrir el 100% del agujero especialmente
en agujeros cuyos diámetros son muy pequeños ya que la herramienta tiene un diámetro de tan
solo 2 pulgadas. Ésta puede ser utilizada en pozos geotérmicos brindando datos aceptables,
mientras que su aplicación principal se da para realizar evaluaciones petrofísicas de las
formaciones, en casos donde se requiera una resolución vertical mayor que aquella que brindan
las laterolog, particularmente para la identificación de estratificaciones cruzadas y fracturamiento
en las formaciones.
Figura 7.9 Esquema que muestra el arreglo de electrodos azimutales dentro del electrodo A2 de la
DLL y los patrones de corrientes que se pueden obtener dependiendo de la modalidad de medición
que se utilice, ya sea bien con los electrodos de monitoreo o en modo auxiliar.

291
7.1.4 Presentación de los registros eléctricos de imágenes
La representación básica de los registros eléctricos de imágenes es el mismo que se utiliza para la
representación de las imágenes acústicas pero con la gran diferencia de que en uno se grafican
resistividades y en el otro se grafican amplitudes, mientras que la escala de colores utilizada irá
desde los colores grises a negros correspondientes a intervalos de altas conductividades, en
comparación con la utilización de colores más claros que representaran a los intervalos mas
resistivos, tal como se ilustra en la Figura 7.10.
Figura 7.10 Ejemplos de registro de imágenes obtenidos por medio de la herramienta FMI en donde
se logra observar del lado derecho una brecha de colapso de 4253 a 4254 m mientras que del lado
izquierdo, se pueden visualizar como la formación esta estratificado por litologías muy resistivas y
otras muy conductivas, siendo las capas más oscuras las conductoras y zonas más claras las menos
conductoras (Modificado de apuntes de clase de registros geofísicos de pozos, 2011).

292
7.1.5 Aplicaciones de los registros eléctricos de imágenes
Se podría decir que antes de que aparecieran las herramientas de imágenes eléctricas, nunca
antes se había podido conseguir el detalle y la calidad que éstas obtienen en la determinación de
rasgos geológicos de las formaciones. Además, se logró poder observar por primera vez rasgos de
tipo estructural tales como fallas, fracturas, estratificaciones, cavidades, etc. todos y cada uno de
estos rasgos sin tener que estar interpretando los datos y las curvas brindadas por las
herramientas de medición de echados o algún otro tipo de herramienta que infiriera dichos datos
en pozos descubiertos. Debido a ello, se podrían globalizar las aplicaciones de las herramientas de
imágenes eléctricas en 2 grandes grupos: el análisis estratigráfico de las formaciones, así como
también el análisis estructural.
• Análisis estratigráfico: este es posiblemente la principal contribución que se le puede dar a
las herramientas de imágenes eléctricas para la toma de decisiones e interpretación de
yacimientos por parte de los geólogos encargados de la adquisición de los registros. Este
análisis comprende 2 ramas principales dentro del análisis estratigráfico de la imágenes,
teniendo implicaciones primeramente para la evaluación del tipo de estratificación la cual
se encuentra expresado por el tipo de textura en las imágenes, siendo esto proporcionado
por las características de las imágenes en cuanto al brillo, color, tamaño y resolución de las
imágenes, en donde pueden ser fácilmente distinguibles los plegamientos y
deformaciones, mientras que en segundo término se tiene la clasificación, cuantificación y
visualización de dichos limites texturales, siendo esto proporcional a cambios litológicos
en los límites entre las capas, procedimiento que generalmente se realiza por medio de
estaciones de trabajo interactivas. Gracias a ello es posible la identificación de cambios de
facies y secuencias litológicas sedimentarias, identificación de rumbos y echados, etc.
• Análisis estructural: el principio básico de todo análisis estructural realizado por medio de
las imágenes eléctricas, se centra en el cálculo y determinación de los echados
estructurales de las formaciones, en la modelación de los yacimientos, así como también
para la identificación de rasgos de continuidad o bien discontinuidad que puedan estar
presentes en las formaciones. Sin embargo, su interpretación va mas allá de estos rasgos,
comprendiendo múltiples aplicaciones tales como la identificación de fallas, identificación
de discontinuidades, análisis de plegamientos, análisis y cuantificación de fracturas (ya
sean que éstas se puedan encontrar abiertas o cerradas, cementadas o mineralizadas
reflejándose dichos fenómenos en los cambios de resistividad), así como el cálculo de la
apertura de dichas fracturas por efectos de erosión provocado por el fluido de perforación
(fracturamiento inducido), o bien por cambios en los regímenes de estrés de las
formaciones, cálculos que son de mucha utilidad principalmente en la etapas de
producción de los pozos, ya que el flujo de los fluidos generalmente se da por medio de
fracturas. Así como estas, la visualización de las heterogeneidades en las rocas, permitirá
del mismo modo una identificación cualitativa de las formaciones presentes.

CAPÍTULO 7.- IMÁGENES DE POZO 7.2 Imágenes acústicas
293
7.2.1 Herramientas acústicas de imágenes
Así como las herramientas microeléctricas permiten obtener imágenes resistivas de las
formaciones utilizando los principios eléctricos de las herramientas de echados (de enfoque
pasivo) y los principios eléctricos de la doble laterolog (DLL), existen también herramientas
acústicas de imágenes que funcionan bajo principios sónicos, generándose de ellas imágenes
acústicas de altas frecuencias de las formaciones. La gran desventaja de este tipo de herramientas
es que son sumamente sensibles a la descentralización de la herramienta, la rugosidad del
agujero, la densidad del lodo, e insensibles a resaltar cambios en la estratificación de las capas. Las
principales representantes de este tipo de herramientas son la UBI (Ultrasonic Borehole Imager) y
la USI (Ultrasonic Imager Tool), ambas de la compañía Schlumberger. Las mediciones que son
realizadas por medio de estas herramientas tienen la gran ventaja de poder ser realizadas en
agujeros que estén utilizando cualquier tipo de lodo de perforación (agua, aceite, aireados), en
cualquier tipo de perforación (vertical, direccional u horizontal) y ambas logrando un cubrimiento
del 100% de la totalidad del agujero para la visualización de fracturas en las formaciones, e
identificación de corrosión en pozos ademados. Así como éstas, existen otras versiones de este
tipo de herramientas acústicas desarrolladas por las diferentes compañías de servicios, las cuales
funcionan de forma muy similar a las desarrolladas por Schlumberger tales como la BHTV de Mobil
que es considerada como la predecesora de la adquisición de imágenes acústicas, la CAST de
Halliburton y la CBIL de Baker Hughes.
7.2.1.1 Herramienta BHTV (Borehole Televiewer)
El concepto de esta herramienta fue introducido a finales de la década de los 60´s (1968) por la
compañía Mobil y se le podría considerar como el parteaguas en la generación de imágenes de
pozos para la industria petrolera, al ser la primera herramienta de adquisición de imágenes
“continuas” de las formaciones que utilizaba como principio de medición ondas acústicas
(ultrasónicas) de altas frecuencias. Este tipo de medición permite poder observar detalles
interesantes en las formaciones tales como fracturamientos, contactos litológicos y ovalizaciones
en pozos abiertos, mientras que para aquellos agujeros que se encuentran revestidos en su
totalidad por una tubería de acero, la BHTV permite identificar con precisión las juntas entre las
tuberías. De esta manera, se puede decir que las primeras imágenes acústicas obtenidas de las
formaciones, fueron adquiridas por medio de esta BHTV cuyo principio básico de funcionamiento
es muy similar a un sonar ultrasónico centrado en el agujero, produciéndose con ello imágenes
acústicas de altas resoluciones de las paredes del pozo. Hoy en día la gran mayoría de las
compañías que brindan servicios a la industria petrolera, ofrecen este tipo de servicio de
adquisición de imágenes ultrasónicas cuyo principio de medición no ha variado mucho con
respecto a la BHTV.
Esto se logra al recoger parte de la energía acústica inicial emitida por un transductor
piezoeléctrico alojado en la herramienta, siendo reflejada y regresada parte de esta energía por
las formaciones que se encuentren frente a la herramienta hacia el mismo transductor que

294
trabajara ahora como receptor de dicha energía, obteniéndose con ello el tiempo de transito y la
amplitud reflejada de la señal original. Mientras que un magnetómetro y un acelerómetro triaxial
alojado en la BHTV, permitirá obtener la orientación de la herramienta, y la orientación en el
transmisor con respecto al campo magnético terrestre a una velocidad de adquisición promedio
de 300 pies/hora.
7.2.1.1.1 Diseño y principio de medición de la BHTV
El diseño de la herramienta BHTV consta de tener un diámetro de de 3 3
/8 de pulgada (8.6 cm) con
una longitud máxima de 12 pies (3.65 m), un magnetómetro, un acelerómetro y la electrónica
asociada. La principal componente que se encuentra alojada en la herramienta BHTV es un
transductor piezoeléctrico ultrasónico, que actúa tanto como fuente emisora de la señal acústica,
como de receptor de la misma, siendo ésta generada por medio de un motor rotatorio que gira
rápidamente alrededor del eje de la herramienta varias veces por segundo (Figura 7.10). Ésto
permite que se generen ráfagas de pulsos ultrasónicos de altas frecuencias de 2 mHz, en rangos de
1500 pulsos/segundo hacia las formaciones, los cuales viajan a través del lodo de perforación, se
reflejan en las superficies del agujero, y viajan posteriormente de regreso al mismo transductor
que actúa ahora como receptor, de donde se obtienen al final 2 mediciones cuantitativas producto
de los cambios en la amplitud de la señal (denominada también como la técnica de eco de pulsos).
• El tiempo de tránsito: El tiempo de tránsito se encuentra definido como el tiempo que le
toma a los pulsos ultrasónicos que son emitidos por el transductor, para viajar a través del
lodo, chocar con las formaciones y regresar al transductor que actuará ahora como
receptor, lo cual es estrictamente una función que dependerá de la distancia que exista
entre el transductor y la pared del agujero, y la velocidad compresional que tenga el lodo
de perforación que se esté utilizando. Se utiliza también como control de calidad para la
centralización de la herramienta, y para establecer los parámetros para la detección de
materiales. Del mismo modo, esta distancia existente entre el transductor y la pared del
agujero será particularmente más útil que el propio tiempo de tránsito obtenido, ya que el
aumento o disminución del mismo puede brindar información de utilidad para detectar
cambios en la geometría del pozo como bien lo son ovalizaciones, derrumbes, zonas
lavables, localización de coples en pozos que cuenten con tuberías de revestimiento, etc.
• La amplitud reflejada: Todas las herramientas ultrasónicas de imágenes dependerán de la
energía reflejada que sea recibida en el transmisor proveniente de las zonas de interés. El
coeficiente de reflexión R puede ser expresado en función del ángulo de incidencia de la
energía y de la densidad del medio (ρ), así como también de la velocidad con la que
contribuye el medio (o velocidad compresional de las ondas, V) para incrementar o
reducir la amplitud. Esto puede ser expresado por medio de la ecuación 7.2 donde 1 y 2
serán los componentes referentes al lodo de perforación y las formaciones a profundidad,
y el producto ρv la denominada impedancia acústica del medio, expresada en mRayl
(megarayleigh, 1 Rayl= 1kg/ m2
*S).

295
𝑹 =
𝝆 𝟐 𝒗 𝟐 − 𝝆 𝟏 𝒗 𝟏
𝝆 𝟐 𝒗 𝟐 + 𝝆 𝟏 𝒗 𝟏
Este coeficiente de reflexión (R) será directamente dependiente del contraste que se
genere en la impedancia acústica en la interfase, y en consecuencia de los cambios que se
generen en R entre una litología y otra, brindando así una idea sobre la sensibilidad de las
mediciones debido a los cambios litológicos, siendo ésta relativamente pequeña para las
secuencias litologías más comunes que pueden ser encontradas en las formaciones.
Estos cambios generados en la energía acústica reflejada por las formaciones y recibida en el
transductor, dependerán en gran medida de parámetros como la reflectividad de las formaciones
(su impedancia acústica), la rugosidad y atenuación del pozo, así como la geometría del mismo, lo
cual puede provocar incidencias oblicuas o perdida de la señal (Figuras 7.11 y 7.12). Lo anterior
permite que a medida que la herramienta se esté corriendo en el agujero, se generen en
consecuencia una densa y basta cantidad de datos provenientes de los alrededores del agujero
debido a cambios en las amplitudes de las señales, las cuales aumentan cuando la impedancia
acústica de las formaciones aumenta, y disminuye con las rugosidades que se puedan presentar el
agujero. Éstas son posteriormente procesadas y corregidas en superficie por efecto de variaciones
en la velocidad de adquisición y por efecto del excentrado de la herramienta en agujeros elípticos
para crear al final las imágenes acústicas.
En general se podrá decir que la BHTV es una herramienta sumamente útil para la identificación
de fracturas y laminaciones en las formaciones, así como también para identificar la orientación
que éstas tengan, ya que estas se observaran en las imágenes ya procesadas como líneas negras,
manchas o como puntos negros debido a la dispersión de la energía acústica en los bordes de
estos rasgos. La BHTV puede ser igualmente de utilidad para la visualización de detalles texturales
en las formaciones como pueden ser la presencia de vúgulos en rocas carbonatadas.
Figura 7.10 Diseño de la herramienta
BHTV y el transductor piezoeléctrico.
Figura 7.11 Dirección que siguen las señales
acústicas en diferentes geometrías de pozo.
Ecuación 7.2

296
7.2.1.2 Herramienta CBIL (Circumferential Borehole Imaging)
La herramienta CBIL de la compañía Baker Hughes (Baker Atlas) es otra variante dentro de las
herramientas acústicas de imágenes cuyo principio de funcionamiento se realiza al igual que la
BHTV, por medio de un transductor piezoeléctrico que emite ráfagas de pulsos ultrasónicos.
7.2.1.2.1 Diseño y principio de medición de la herramienta CBIL
La porción inferior de la herramienta CBIL se encuentra constituida por un transductor
piezoeléctrico que produce los pulsos ultrasónicos que viajan y rebotan en las formaciones, la
porción media contiene centralizadores en forma de resortes metálicos que se abren y cierran,
ésto para tener siempre centrada la herramienta. Mientras que su porción superior contiene un
rayos gamma espectral (GRS) así como también toda la electrónica que procesa las señales
acústicas reflejadas de las formaciones, teniendo una longitud total promedio de 40 pies (12 m).
En la CBIL al igual que en las herramientas acústicas más actuales como la UBI, la CAST, la USI, etc.
el transductor piezoeléctrico es de tipo “hemiesférico” con una superficie exterior cóncava,
activado por un pulso eléctrico y con un ciclo de revolución de 6 giros por segundo, logrando de
esta manera que los pulsos sónicos puedan ser “enfocados” en las formaciones en áreas aún mas
chicas que el mismo transductor, cuya resolución es igual al radio del pulso original, permitiendo el
que se obtengan de la CBIL hasta 250 puntos de muestreo de las formaciones por giro. Este tipo de
enfoque solo es óptimo cuando la herramienta se encuentra a una distancia muy corta de las
paredes de pozo por lo tanto, se logrará contrarrestar un parte importante de las anomalías que
pudiesen ser causadas por la rugosidad del agujero y la posición de la herramienta.
Un rasgo particular de la CBIL en comparación con la BHTV, es que ésta puede operar con 2
versiones de transductores de distintos tamaños y distinta penetración focal, lo anterior para
realizar las mediciones dependiendo en gran medida del diámetro del agujero sobre el cual se esté
registrando. Además de ello, estos transductores no están en contacto directo con el lodo de
perforación, sino que se encuentran más bien dentro de una ventanilla de un material
acústicamente transparente y rodeado de un fluido base aceite, en donde giran para producir los
pulsos ultrasónicos. El primero es un transductor de 1.5” de diámetro utilizado especialmente para
Figura 7.12 Esquema que ilustra el principio de medición que rige a las herramientas acústicas de
donde se realizan las 2 mediciones básicas por medio del transductor ultrasónico que son: el tiempo
de tránsito y la amplitud reflejada de la señal por parte de las formaciones.

297
agujeros pequeños (de 6 a 8 pulgadas) con ráfagas ultrasónicas enfocadas de 0.76 cm, mientras
que el segundo tiene 2” y tiene un enfoque muy similar al primero (0.76 cm), pero se utiliza
principalmente para tamaños de agujero de entre 8 a 12”.
Su principio de medición por otro lado es muy similar a la BHTV pero con la variante de que la CBIL
produce pulsos ultrasónicos “enfocados” de hasta 1500 pulsos por segundo en frecuencias de 250
kHz proporcionando con ello una buena penetración en las formaciones con una resolución
vertical aproximada de 0.5” (1.3 cm). La velocidad con la que opera comúnmente es de 3 metros
por minuto de donde se obtienen hasta 30,000 pares o conjuntos de datos por cada metro
registrado, donde de cada uno de los datos obtenidos se medirá su tiempo de tránsito y el cambio
de amplitud reflejada, la cual será convertida posteriormente por el transductor en una señal tipo
eléctrica. Se podría concluir diciendo que las herramientas acústicas de imágenes entre ellas la
CBIL, son factibles para trabajar con cualquier tipo de fluido de perforación siempre y cuando los
lodos utilizados no sean muy densos, ya que la señal acústica se atenúa más mientras más densos
sean los lodos, fenómeno que puede afectar las mediciones en todas las herramientas
ultrasónicas.
7.2.1.2.2 Factores que afectan las mediciones de la CBIL
Existen muchos factores que pueden llegar a afectar las mediciones de las herramientas acústicas
como la CBIL de Baker Hughes, así como también las otras variantes de herramientas acústicas que
existen, los cuales perjudicarán en mayor o menor medida la calidad de las imágenes obtenidas
debido a la atenuación de las señales por parte de las condiciones de pozo, afectando por lo tanto
la calidad en las interpretaciones. Los principales factores que atenúan las señales acústicas
emitidas por los transductores en las herramientas son:
• Las variaciones en la geometría del agujero, así como también la posición que tenga la
herramienta con respecto al centro del agujero: Ambas afectan las señales acústicas ya
que el ensanchamiento del pozo ya sea por efecto de deslaves o bien cavernas y una
posición descentrada de la herramienta, provocará que no se tengan puntos de muestreo
suficientes para realizar un óptimo procesamiento de las imágenes, además de que la
herramienta detectará estas anomalías por los cambios en los tiempos de tránsito de las
señales.
• La densidad del fluido de perforación: Las herramientas acústicas necesitan forzosamente
de un fluido de perforación en los pozos para poder funcionar adecuadamente, incluso
cuando dicho lodo atenué la señal transmitida. Por ello, es necesario que dicho fluido sea
de una densidad preferentemente baja ya que en lodos pesados se puede ocasionar la
absorción y pérdida de la señal, o bien la propagación de ésta entre las partículas del lodo,
y que por lo tanto no lleguen adecuadamente al receptor. Por ello, los lodos empleados
deberán tener una densidad preferentemente no más allá de entre 1.7 a 1.9 gr/cm3
o 15
libras/galón ya que si se vuelve más denso el lodo, la atenuación de la señal acústica será

298
muy grande, ocasionando que no lleguen adecuadamente las señales al receptor. Sin
embargo, dicha atenuación no se encuentra dada tan solo por la frecuencia de la señal
emitida, sino también se da en base al fluido utilizado para hacer el lodo, así como los
aditivos que lo constituyan. Por lo tanto en lodos muy densos, se incrementará la
atenuación y se reducirá la relación señal/ruido.
• La impedancia acústica de las formaciones: El contraste existente entre el lodo de
perforación y las formaciones es de suma importancia al momento de estar utilizando las
herramientas acústicas como la CBIL ya que se reflejarán los pulsos en las formaciones y
retornarán al transductor en mayor o menor medida dependiendo de qué tan “duras o
suaves” sean las formaciones. Debido a esta razón se podría decir que las herramientas
acústicas como la CBIL, son más viables para la identificación de formaciones duras como
las calizas y rocas cristalinas (volcánicas) ya que la impedancia acústica entre el lodo y las
formaciones serán más altas, permitiendo que se puedan obtener mejores imágenes de
las formaciones.
• La superficie del agujero: Del mismo modo como ocurre con la geometría del agujero y
descentralización de la herramienta en el agujero, la superficie de la pared de pozo
perjudica o permitirá el que se dé una adecuada reflectancia de las señales acústicas, de
acuerdo al tipo de litología que se estén recortando. Para agujeros que tengan una
superficie homogénea se tendrán buenas reflectancias mientras que para agujeros
irregulares o formaciones sedimentarias suaves como las arcillas y las areniscas, la señal
reflejada será muy débil siendo incluso a veces difícil de observar o bien, se atenuarán del
mismo modo como ocurre cuando se utilizan lodos muy densos (Figura 7.13).
Figura 7.13 Factores que afectan negativamente la calidad de las imágenes ultrasónicas: la
geometría e irregularidades de las paredes del agujero, presencia de formaciones suaves y lodos
de perforación muy densos.

299
7.2.1.3 Herramienta UBI (Ultrasonic Borehole Imager)
Fue a mitades de la década de los 90´s que Schlumberger desarrolló y patentó la herramienta UBI
(Ultrasonic Borehole Imager), siendo esta considerada actualmente como la principal
representante entre la gama de herramientas ultrasónicas. Esta herramienta permite tener un
cubrimiento del 100% de la totalidad del agujero al igual que la CAST (Circumferential Acoustic
Scannig Tool) de la compañía Halliburton, en comparación con las herramientas de imágenes
resistivas más modernas que solo logran obtener hasta un 80% de cubrimiento (FMI). Puede
trabajar también con cualquier tipo de lodo de perforación, y cuenta además con brazos
centralizadores más modernos y mucho más eficaces, ésto para evitar que se generen bamboleos
o descentralización de la herramienta incluso en pozos horizontales, o en aquellos que tengan
altos ángulos de desviación. De esta manera se elimina o disminuye considerablemente la
afectación que se pudiesen generar por tales fenómenos, permitiendo que se logren obtener
imágenes más claras de las formaciones.
7.2.1.3.1 Diseño de la herramienta y principio de medición que utiliza
El diseño de la herramienta UBI es muy similar a las herramientas acústicas BHTV y la CBIL, ya que
cuenta con un transductor piezoeléctrico alojado en la porción inferior de la herramienta, un
centralizador en su porción media, y toda la electrónica junto con los dispositivos que permiten
obtener la orientación y dirección de la herramienta en su porción superior (Figura 7.14). Sin
embargo, el rasgo principal que distingue a la herramienta UBI, radica en que el transductor
piezoeléctrico puede girar en el sentido de las manecillas del reloj, o bien en sentido contrario a
las manecillas del reloj, y trabajar a 250 kHz con un área de investigación de 9 mm, o bien a 500
kHz con una área de investigación de 5mm, dependiendo en gran medida del tipo de lodo de
perforación que se esté utilizando, y de la influencia de los alrededores del pozo. Otro rasgo
particular de la herramienta UBI al igual que la CBIL, es que el transductor que utiliza es
desmontable y cuenta además con distintos tamaños de transductores (de 8.543”, 6.496”, 4.488”
y 3.543”), ésto para poder obtener mediciones viables en distintos tamaños de agujeros,
minimizar el efecto de atenuación por efecto de la densidad del lodo de perforación, así como
también para poder minimizar el ruido que se generen en las mediciones al ser estos de tamaños
muy cercanos a las dimensiones de los agujeros. De esta manera se reduce considerablemente el
efecto del standoff y la dispersión que pueda generarse al viajar la señal a través del lodo (Figura
7.15).
En cuanto al principio de medición con el que opera la UBI, esta opera prácticamente de la misma
manera con la cual funcionan la BHTV y la CBIL pero con la variante de que en la UBI la dirección
de rotación del transductor, controlará la posición del transductor. Cuando el sentido de giro del
transductor es antihorario, se obtienen las mediciones comunes o estándar de las formaciones al
encontrarse éste frente a las mismas, mientras que cuando el giro del transductor es horario, el
transductor tendrá su cara frente a una placa reflectora dentro de la misma herramienta, logrando
con ello obtener las propiedades de los fluidos presentes en el pozo (Figura 7.15). De ambas

300
mediciones se emiten ráfagas de pulsos ultrasónicos de altas frecuencias las cuales viajan y
rebotan en las paredes del agujero y en la placa reflectora, y que posteriormente regresan al
transductor que actuará ahora como receptor de las mismas.
Figura 7.14 Diseño de la herramienta UBI propiedad de la compañía Schlumberger, en donde se logra
apreciar cada uno de los elementos que la constituyen en su porción inferior, media y superior.
Figura 7.15 Diseño del transductor de la herramienta UBI, así como también el principio de medición
con el cual opera la herramienta dependiendo del tipo de rotación que realice el transductor.

301
Esto permite que sea posible medir el tiempo de tránsito y la amplitud reflejada de las señales
provenientes de las formaciones, para posteriormente generarse las imágenes acústicas en escalas
de colores. Estas imágenes tendrán resoluciones que dependerán mucho de acuerdo al tipo de
lodo que se esté utilizando en las perforación, a los efectos de del agujero, así como también de
acuerdo a la frecuencia con la que esté trabajando la herramienta. Esto repercutirá en las
mediciones y en la resolución de las imágenes de tal manera que si se están utilizando altas
frecuencias de 500 kHz, se lograrán obtener resoluciones mucho mejores e imágenes de mayor
calidad de las formaciones. Mientras que si se están utilizando frecuencias bajas de 250 kHz, se
obtendrán mediciones “buenas” lo cual es común cuando los lodos de perforación presentes son
muy densos, producto de que la señal se disperse mucho en el lodo.
7.2.1.3.2 Factores que afectan las mediciones en la UBI
Los factores que afectan a la herramienta UBI son exactamente iguales a los factores que afectan a
las herramientas acústicas mencionadas con anterioridad como la BHTV, la CBIL y la CAST. Esto
permite a los ingenieros encargados de la toma de registros, el tomar las decisiones más
adecuadas al estar registrando en los agujeros dependiendo de las condiciones que se tengan, así
como también dependiendo de la geometría, forma y tamaño que se tengan en los pozos y la
velocidad óptima del registro para poder tener imágenes claras de las formaciones.
7.2.1.3.3 Aplicaciones de la herramienta UBI
La herramienta UBI nació originalmente como una variante de la herramienta USI (Ultrasonic
Imaging Tool) para poder obtener imágenes acústicas con buenas resoluciones en lodos base
aceite, así como también para poder obtenerse imágenes acústicas alternativas con respecto a las
que se obtienen por medio de la herramientas de imágenes microelécricas (FMI, OBMI). La UBI por
lo tanto, permite obtener imágenes de calidad sobre las mediciones y el análisis de los echados y
azimuts de las capas, análisis e investigación de fracturamientos, interpretación e investigación de
ovalizaciones en los pozos, así como también poder brindar cierta información de utilidad sobre
cambios litológicos o contactos entre capas, y rasgos sedimentarios y texturales de las
formaciones. Básicamente la finalidad principal de todas las herramientas de imágenes acústicas y
de la UBI en particular, se centra en la examinación de fracturas tanto para la industria petrolera,
así como también para la geotermia y la hidrogeología, y tienen la gran ventaja de poder
reconocer por medio de las imágenes el tipo de fractura en las formaciones, su orientación, el
tamaño que éstas tengan y si estas se encuentran abiertas o cerradas o bien mineralizadas.
Por otro lado, la experiencia adquirida en campo a lo largo de los años, ha permitido reconocer
otras nuevas aplicaciones de interés de la UBI como lo son el realizar análisis de esfuerzos o estrés
de los pozos, así como también poder observar si existen o podrían llegar a generarse problemas
de estabilidad, ya que ambos factores pueden provocar durante la etapa de perforación o bien en
la etapa de revestimiento de una sección del pozo, el que las tuberías puedan quedar atoradas o
que no puedan ser acopladas adecuadamente.

302
7.2.2 Herramientas acústicas de evaluación de la cementación
7.2.2.1 Herramienta USI (Ultrasonic Imaging Tool)
Así como existen herramientas acústicas de imágenes cuya finalidad radica en la visualización de
fracturas, ovalizaciones de los agujeros, rasgos texturales e identificación de las direcciones de
máximo estrés en los pozos, existen del mismo modo herramientas de imágenes ultrasónicas cuya
finalidad se centra en la visualización de la evolución de la cementación y el monitoreo de la
corrosión en pozos que ya se encuentran en su totalidad revestidos por tuberías de acero (TR).
Para estas labores de evaluación de la cementación existe la herramienta USI de Schlumberger, la
cual consta de un transductor rotatorio planar que emite ondas ultrasónicas perpendiculares a la
pared de la tubería, utilizando frecuencias que pueden ajustarse entre los 250 y 700 kHz sobre un
área relativamente larga de 3 cm. La energía emitida es lo suficientemente alta de tal manera que
no solo se obtienen las reflexiones de la tubería con el lodo de perforación, sino también las
reflexiones tubería/cemento y cemento/formación (la tercera fase) de donde son analizadas el
tren de ondas reflejadas de cada fase (Figura 7.16). El efecto consiste en excitar un modo de
resonancia de la tubería de revestimiento a una frecuencia tal que ésta depende en gran medida
del espesor de la misma, y con un decaimiento de la amplitud que dependerá de las impedancias
acústicas de los medios situados a ambos lados de la tubería, indicando de esta manera la calidad
de la adherencia del cemento en la interfase y el espesor de la tubería para labores de inspección.
Ya que el transductor se encuentra acoplado al motor rotatorio, se obtiene un escaneo completo
de 360° de toda la tubería de revestimiento y la impedancia acústica del cemento se clasificará
luego como gas, líquido o cemento según los umbrales fijados para los límites de impedancia
acústica entre estos materiales.
Por otro lado, para el monitoreo de la corrosión que se puede generar en las tuberías, se utilizan
frecuencias sumamente altas de varios MHz, en áreas de monitoreo muy pequeñas (de 3 mm), de
tal manera que se pueden detectar fuentes de corrosión y del mismo modo la calidad de la
adherencia del cemento tanto en el exterior como en el interior de las tuberías de revestimiento.
Sin embargo, este tipo de herramienta de generación de imágenes ultrasónicas al igual que las
anteriores cuyos principios de funcionamiento se basan en la técnica de ecos de pulsos, son
limitadas cuando se están utilizando lodos altamente atenuantes (lodos muy densos) debido a las
bajas relaciones señal/ruido, por ello su capacidad de sondeo radial se limitará a la región del
cemento adyacente a la tubería de revestimiento.
Debido al alto contraste de impedancias acústicas existente entre el acero y el material adyacente
(el lodo dentro de la tubería y el cemento), las señales en estos casos se desvanecerán tan
rápidamente que los ecos provenientes de los contrastes acústicos de la tubería no son
detectables, a menos que la herramienta se encuentre muy cerca de la tubería y de superficies
intensamente reflectoras. Para poder superar estas limitantes, y dependiendo de las condiciones
de pozo, se puede correr al mismo tiempo una herramienta CBL-VDL, así como un mapa de

303
cementación en una sola corrida, además de que la impedancia acústica entre el lodo y el cemento
debe ser típicamente mayor a 0.5 mRayl para que la técnica de eco de pulsos lo distinga.
La herramienta generadora de imágenes ultrasónicas USI permite la evaluación de la tubería de
revestimiento a razón de 7.5 revoluciones/segundo, permitiendo que se generen en consecuencia
36 o 72 formas de onda independientes en cada profundidad, las cuales son procesadas para dar
como resultado, el espesor de la tubería de revestimiento, el radio interno de la misma, y la
suavidad de la pared interna de la tubería a partir del eco inicial. Se genera además una imagen
azimutal de la impedancia acústica del cemento, esta última a partir del decaimiento de la
resonancia de la señal (Figura 7.16). Por lo tanto, la impedancia acústica del cemento
(esencialmente la calidad de éste) puede obtenerse a partir del decaimiento de la resonancia. Una
Figura 7.16 Fundamentos del principio de medición con el cual opera la herramienta USI. Un
transductor de la herramienta envía un haz levemente divergente hacia la tubería de revestimiento
para generar en dicha tubería un modo de resonancia que dependerá de su espesor.

304
buena adherencia entre el cemento y la tubería de revestimiento se verá reflejada en la señal
como un decaimiento inmediato de la resonancia, mientras que la tubería libre resuena (genera
ecos) durante un tiempo prologando.
7.2.2.2 Herramientas acústicas de evaluación de la cementación (USI, CBL-VDL)
Los registros de evolución de la adherencia del cemento (CBL) y los registros de densidad variable
(VDL) por otro lado, han sido durante muchos años la principal forma de evaluar la calidad de los
trabajos de cementación. Éstos se adquieren utilizando una herramienta de adquisición de
registros sónicos con un transductor monopolar y 2 receptores monopolares colocados a 0.9 m (3
pies) y 1.5 m (5 pies) de separación con respecto al transductor, y cuyo principio se basa en medir
la amplitud de una señal sónica emitida desde el transductor. Éste emite una onda acústica a una
frecuencia relativamente baja (de 10 a 20 kHz), la cual induce una vibración longitudinal en la TR
después de haber viajado a través de una sección de la tubería y regresa hacia los 2 receptores. La
amplitud registrada del primer pico positivo (E1) de la forma de la onda sónica recibida a 3 pies y
la forma de la onda completa recibida a 5 pies, representará los valores promedios a lo largo de
toda la circunferencia de la tubería de revestimiento, y estará en mayor o menor medida
influenciada por factores como la calibración de la herramienta, la atenuación del lodo, diámetro y
espesor de la tubería, presión y temperatura del pozo, etc. (Figura 7.17).
Figura 7.17 Herramientas de adquisición de registros sónicos. Los registros de evaluación de
adherencia del cemento (CBL) y los registros de densidad variable (VDL) mostrándose de ambos
la manera por la cual se llega a interpretar la calidad de los trabajos de cementación

305
En una tubería bien cementada, se incrementa considerablemente la atenuación de la señal sónica
y la amplitud o nivel de E1 del registro CBL, mostrándose éste de forma muy pequeña, mientras
que en una tubería libre o mal cementada, los arribos de la tubería de revestimiento serán mucho
más intensos. Un caso común se da cuando la tubería de revestimiento se encuentra parcialmente
cementada, permitiendo que puedan presentarse arribos de la tubería de revestimiento, de la
formación y del lodo, lo cual puede interpretarse como la presencia de un microespacio anular en
la interfase entre la tubería de revestimiento y el cemento. De esta manera, es cuando el registro
VDL proveerá la visualización de los arribos del tren de ondas que se propaguen en la tubería
como ondas extensionales, y en la formación, como ondas refractadas. Éstos se mostrarán como
franjas claras y obscuras de donde el contraste dependerá de la amplitud de los picos positivos
(Figura 7.17). En el registro VDL, las diferentes partes de un tren de ondas completo se podrán
identificar de tal manera que los arribos provenientes de la tubería de revestimiento se
observarán como franjas regulares en comparación con aquellos arribos provenientes de las
formaciones y del lodo de perforación, los cuales se observarán más sinuosos en los registros.
Dependiendo de las condiciones y la calidad de los trabajos de cementación en los pozos, serán
distintas las respuestas que se puedan apreciar en los registros CBL-VDL, aunque las principales
aplicaciones de ambos dentro de los trabajos de cementación, se basan en la verificación de las
condiciones de adherencia del cemento entre las tuberías de revestimiento y las formaciones, así
como también en la detección de zonas fracturadas en agujeros descubiertos. Se puede decir
entonces que los registros CBL-VDL se pueden interpretar dependiendo de muchas situaciones
presentes en los pozos, cuyos casos más comunes son los siguientes (Figura 7.18):
• Cuando la tubería se encuentra mal cementada: En el CBL se observarán altas amplitudes
de la onda E1 y un incremento en el tiempo de tránsito Δt, mientras que en el VDL al solo
haber señales de la tubería (ya que la mayor parte de la energía acústica se transmite a lo
largo de la tubería y solo una pequeña fracción de ella logra llegar al cemento y a las
formaciones), provocara que en el VDL se generen franjas muy regulares y bien
contrastastadas. Por otra parte los coples de las tuberías introducen alteraciones en la
trayectoria de las ondas acústicas, incrementando el tiempo de tránsito y disminuyendo la
amplitud en el CBL, mientras que en el VDL se observarán patrones chevron.
• Cuando la tubería tiene una buena adherencia a la TR y un buen acoplamiento acústico a
la formación: Se observara una amplitud baja de E1 en el CBL, y el tiempo de tránsito
podrá sufrir un alargamiento o un salto de ciclo. En el VDL las señales provenientes de la
tubería serán muy débiles y los arribos de la formación serán fuertes, siempre y cuando la
atenuación en la formación no sea muy alta.
• Cuando la tubería tiene una buena adherencia a la TR y un mal acoplamiento acústico a la
formación: En este caso el cemento debilitara o atenuará la energía acústica emitida,
reflejándose en el registro CBL como amplitudes bajas de E1, por lo tanto, la señal

306
proveniente del cemento será muy débil, mientras que en el VDL no aparecerán con
claridad los arribos de la formación.
• Presencia de canalizaciones y microánulos en las cementaciones: Las canalizaciones son
espacios vacios que se pueden formar entre la tubería y el cemento en una tubería bien
cementada, mientras que el microánulo comprende la presencia de cemento en la tubería,
más no que éste rodee la tubería en su totalidad. Lo anterior se refleja en el CBL como
amplitudes moderadas de E1 y un tiempo de tránsito constante, mientras que en el VDL se
observarán arribos moderados tanto de la tubería como de la formación.
Por otro lado, existe otra herramienta acústica más moderna y sofisticada patentada por la
compañía Schlumberger para la evaluación de la cementación. Esta basa su principio de medición
en combinar la técnica de ecos de pulsos utilizando un transductor acústico y un receptor
perpendicular a la tubería, junto con una técnica de generación de imágenes ultrasónicas por
medio de un transmisor y 2 receptores oblicuos que provee imágenes más efectivas del relleno del
espacio anular. Esta herramienta se denomina como la Isolation Scanner y utiliza una técnica
denominada pitch-catch por medio de la cual, el procesamiento de las señales resultantes
proveerá de información acerca de la naturaleza y velocidad acústica del material que rellena el
espacio anular, la posición de la tubería de revestimiento en el pozo, y la geometría de éste.
Figura 7.18 Respuesta típica de los registros CBL-VDL en distintas condiciones de cementación en
pozos petroleros (Modificado de Rasso, 2000).

307
7.2.2.2.1 Causas de malos trabajos de cementación
1.- Problemas de flujo de origen mecánico: Dentro de los problemas que se pueden generar
debido a factores mecánicos, es decir, problemas internos en los agujeros tenemos: por tuberías
mal centralizadas en pozos direccionales, agujeros derrumbados, reflujo ineficiente, así como un
régimen de flujo incorrecto de la lechada de cemento. Estas condiciones se caracterizan por una
ineficiente remoción del lodo en el espacio anular que ocupará el cemento, causando que este
último no se adhiera adecuadamente a la tubería ni a la formación.
2.- Por degradación de la lechada de cemento durante el curado: Diversos experimentos que han
sido posteriormente comprobados en pruebas de campo, han demostrado que la presión
diferencial entre la presión de poro del cemento y la presión de la formación, puede causar
muchas fallas en las cementaciones. Ya sean éstas de origen mecánico o por presión, el resultado
puede afectar el aislamiento hidráulico entre las formaciones. Debido a ello es que los programas
de cementación deberán ser capaces de determinar no solo la calidad de las operaciones de
cementación, sino también analizar las causas de falla para corregirlas antes de empezar las etapas
de producción, y mejorar de esta manera también futuras cementaciones sobre el mismo campo.
7.2.2.2.2 Aplicaciones de las herramientas acústicas de imágenes en pozos entubados para
labores de cementación
• Evaluación de la cementación.
• Inspección de la tubería de revestimiento.
• Detección y monitoreo de corrosión en la tubería.
• Detección y monitoreo de daños internos y externos así como deformaciones que puedan
generarse en las tuberías.
• Análisis de espesores de las tuberías para estudios de colapso o para cálculos de
presiones.
7.2.3 Presentación de los registros acústicos de imagenes
La representación básica de los registros acústicos se realiza en esencia del mismo modo como se
obtienen las imágenes de los registros eléctricos de imágenes, siendo el plano horizontal una
visión de las formaciones como si éste fuera un cilindro de revolución desenrollado, y el plano
vertical el correspondiente a la profundidad que se está investigando. También los esquemas de
colores utilizados para los registros acústicos de imágenes, son los mismos en comparación con los
registros eléctricos, siendo los colores más claros aquellas zonas en donde se dan las mayores
amplitudes de las reflexiones y radios pequeños, y los colores obscuros aquellas zonas donde las
amplitudes son más bajas debido a ovalizaciones del agujero, rugosidades, fracturas, fallas, etc. al
ser dispersada en mayor medida la energía acústica en estos rasgos presentes en las formaciones
(Figuras 7.19 y 7.20). Es por ello que los registros acústicos de imágenes son sumamente útiles
para la identificación de este tipo de detalles de tipo estructural, permitiéndoles a los geólogos

308
encargados de la interpretación de las imágenes acústicas, el tomar las mejores decisiones para
seguir perforando el pozo, identificar los límites de estrés de las secciones de pozo o bien, para
bajar una TR y prevenir el colapso del agujero. Se concluye que las imágenes que son
proporcionadas por las herramientas acústicas en pozo abierto como la UBI, la CAST, la CBIL y la
BHTV, son comparables e incluso correlacionables con las imágenes obtenidas por las
herramientas eléctricas como la FMS, la FMI y la ARI, lo que permite tener una mayor certidumbre
en las interpretaciones y en consecuencia, una mayor seguridad en la toma de decisiones.
Figura 7.19 Presentación de imágenes eléctricas y acústicas utilizando las herramientas FMI, ARI y la
USI. Se aprecia como en las imágenes eléctricas de la FMI se detallan con mayor claridad los
fracturamientos en la formación, mientras que las imágenes de la ARI solo se visualizan los rasgos
más sobresalientes de estos fracturamientos con una pobre resolución. Por otro lado, se observa que
en las imágenes acústicas de la UBI solo se logran visualizar los detalles más sobresalientes de la FMI
y de la ARI, pero no detecta algunos fracturamientos que la FMI si ve. Esto pudiera deberse a que las
rugosidades de dichas fracturas no son los suficientemente altas como para ser detectadas por la UBI,
y no lo suficientemente profundas para ser vista por la ARI. Muy seguramente estas podrán ser
fracturas inducidas por el lodo de perforación (Modificado de Schlumberger, 2002).

309
7.2.4 Aplicaciones
Ya se habló un poco acerca de las principales aplicaciones que pueden tener las herramientas de
imágenes acústicas como la BHTV, la CBIL, la UBI y la USI, pero esta última con aplicaciones para
agujeros que se encuentren ya en su totalidad ademados y cementados antes de poner en marcha
la etapa de producción. Sin embargo, al igual que con los registros de imágenes eléctricas, se
enlistarán en este apartado las aplicaciones principales de los registros acústicos, en especial para
los casos en que se toman los registros en agujeros descubiertos (sin TR), y las aplicaciones
Figura 7.20 Fenómenos comunes que suelen presentarse en ciertas perforaciones y
que pueden ser detectables utilizando las herramientas acústica de imágenes

310
principalmente de tipo estructural que se les da. Como bien se mencionó con anterioridad, los
registros acústicos de imágenes son la principal fuente de información para la visualización de
fallas y fracturas en las formaciones debido a las disminuciones en la amplitud de las señales que
se dan en estos rasgos, así como también para la identificación de variaciones en el agujero como
alargamientos, ovalizaciones, colapsos, geometrías de tipo llave, etc., y por último para análisis de
la estratificación de las capas. A continuación se detallará un poco mas de cada una:
• Cálculo del echado estructural de las formaciones: Utilizadas en una forma muy sencilla,
las herramientas de imágenes acústicas pueden proveer del echado y el azimut a partir de
las sinuosidades en las imágenes, después de filtrar la señal y generarse la imagen en las
estaciones de trabajo. Estos datos son generalmente menos afectados por las condiciones
de pozo, y pueden llegar a ser una fuente efectiva de determinación de echados y azimuts
como datos estructurales de las formaciones.
• Identificación de fracturas: La identificación de fracturas es por mucho la principal
aplicación de los registros acústicos tanto para aplicaciones petroleras, como para
aplicaciones en hidrogeología, geotermia, minería, etc. y tienen la gran ventaja de que con
ello se puede identificar también el tipo de fractura presente, su orientación, si ésta se
encuentra rellena, cementada o bien mineralizada, y las dimensiones que tienen. Por otro
lado, una de las dificultades más recurrentes en el estudio de fracturas es el daño que se
puede generar en ellas por efectos de los fluidos de perforación causando la erosión de las
mismas, provocando en muchos casos que dicho fenómeno ensanche las fracturas,
afectando en gran medida la estabilidad de los agujeros. Por ello el saber reconocer entre
fracturas naturales y fracturamientos inducidos por efecto de los fluidos de perforación,
no siempre es una labor sencilla utilizando los registros acústicos sin embargo, un dato
que resalta mucho de la diferenciación entre ambas es el que las fracturas inducidas nunca
se encuentran mineralizadas y por lo tanto, no muestran patrones estratigráficos, además
de que generalmente se forman paralelamente a la dirección de máximo estrés del
agujero, provocando que se clasifiquen como fracturas extensionales.
• Análisis de la condiciones del agujero: El tiempo de tránsito así como también los cambios
en la amplitud reflejada en las imágenes acústicas, son una excelente fuente de altas
resoluciones que permite la identificación de cambios o variaciones que se pudiesen estar
generando en las perforaciones. De esta manera se puede identificar con precisión cuando
los agujeros se estén alargando, cuando se generen ovalizaciones o bien cuando los
agujeros se desvíen por efecto de una falla que se reactive con el lodo de perforación.
Todos estos fenómenos se pueden deber a muchos factores como lo son el apoyo de las
herramientas de registros en las paredes del agujero, efectos de estrés anisotrópicos en
las propiedades de las rocas lo que determina las direcciones regionales de estrés, así
como los efectos de fallas que corten oblicuamente el agujero, reduciendo posiblemente
la fricción de la misma, lo que provoca que se active y “mueva” el agujero de su posición
original.

311
• Análisis estratigráficos: Para la identificación de rasgos litológicos por medio de las
herramientas acústicas de imágenes, es necesario que existan grandes contrastes en la
impedancia acústica de dichos rasgos litológicos, fenómeno que no ocurre comúnmente
ya que dichos contrastes se generan muy pequeños. Por lo tanto, el uso de las imágenes
acústicas para identificaciones estratigráficas no es tan común en comparación con las
imágenes eléctricas que si pueden brindar imágenes detalladas sobre cambios litológicos y
estructurales. Sin embargo, si se dan los casos en que el agujero se encuentre muy
homogéneo en toda su extensión, existen cambios litológicos notables y de gran espesor,
el lodo de perforación es de una densidad baja y es base agua, sólo en este tipo de casos
un tanto “idealizados” se podrían obtener imágenes de buena calidad, con información de
las intercalaciones entre capas, sino, dichos análisis serán muy complicados debido a las
bajas relaciones señal/ruido.
7.2.4.1 Comparación de resultados obtenidos por medio de las herramientas de imágenes
eléctricas y las herramientas de imágenes acústicas
Usualmente la tendencia se enfoca a comparar el tipo de imágenes que pueden ser obtenidas por
medio de las herramientas eléctricas en comparación con aquellas que se obtienen por medio
acústicos (sónicos y ultrasónicos). Sin embargo, hay 2 enormes diferencias que permiten la
diferenciación entre ambas herramientas. La primera es de que no todas las herramientas de
imágenes eléctricas pueden trabajar en cualquier tipo de lodo de perforación (agua, aceite, aire)
en comparación con las herramientas acústicas que si pueden, mientras que la segundo es que las
herramientas acústicas logran obtener un cubrimiento del 100% de la totalidad del agujero en
comparación con las imágenes eléctricas que a lo mucho logran obtener un 90%.
Las imágenes acústicas son particularmente útiles como ya se mencionó para la identificación
principalmente de fracturamientos, variaciones o cambios en las condiciones de pozo
(ovalizaciones, alargamientos, desplazamientos) y para estudios tectónicos, todos con un
cubrimiento del 100%. Por otro lado, para la identificación de rasgos litológicos y sedimentarios en
las formaciones generalmente se tendrá una resolución baja a muy pobre dependiendo
principalmente de las condiciones de pozo y del fluido que se esté utilizando. Las imágenes
eléctricas serán mucho mejores en aquellas áreas en donde las imágenes acústicas se encuentran
muy limitadas como lo son identificación de rasgos estructurales, análisis de facies, análisis
litológicos, rasgos sedimentarios, etc. por ello, el escoger sabiamente entre una u otra dependerá
en gran medida de las condiciones de pozo, así como también de la experiencia y el juicio del
encargado de los registros.

CAPÍTULO 7.- IMÁGENES DE POZO 7.3 Videos de pozo
312
7.3.1 Servicios de video de Pozo
Los videos de pozo constituyen una de las técnicas de imágenes más antiguas de las que se tiene
conocimiento en la industria petrolera, y se podría considerar que fue a partir de los videos de
pozo que se le dio auge al desarrollo de las herramientas de adquisición de imágenes. El primer
intento del cual se tiene registro en la adquisición de imágenes de pozo, fue precisamente por
medio de una cámara fotográfica de 16 mm desarrollada por Birdwell en el año de 1958. De los
60´s en adelante, ya era posible obtener imágenes de fondo de pozo por medio de cámaras
fotográficas y videos en blanco y negro siendo Shell la primera compañía que realizaba este tipo
de operaciones en 1964 gracias a los avances que se iban generando en el perfeccionamiento de la
electrónica, la transmisión y el procesamiento de las señales televisivas. Algunas de las limitantes
que se tenían en sus comienzos era el que fuera necesario el uso de lodos translucidos, la
presencia de agua limpia o bien gas o aire en los pozos, además de que la transmisión era
igualmente afectada por cambios en las presiones y las temperaturas, proporcionando serios
contrastes en su aplicabilidad. A pesar de ello, las técnicas de adquisición de videos de pozo en sus
inicios eran comúnmente empleadas para aplicaciones mineras o bien ambientales donde el lodo
utilizado en las perforaciones es comúnmente agua sin embargo, una de las aplicaciones
principales que tiene hoy en día en pozos petroleros, es observar la producción de gotas de
hidrocarburo ascendiendo a través de las paredes de los agujeros, evaluaciones de corrosión,
inspección de labores de fondo de pozo, etc.
Con esta idea en mente, Halliburton siguió desarrollando y perfeccionado las técnicas de video de
tal manera que hoy en día, la adquisición de videos de fondo de pozo se encuentra ahora dentro
de la gama de servicios con las que cuenta la compañía por medio de su línea “downhole services
(DHV)” o servicios de video de fondo de pozo. La herramienta DHV se encuentra constituida por
una cámara de video de 111
/16 de pulgada (4.3 cm), con una lente especialmente diseñada con un
recubrimiento polimérico surfactante para que no se opaque o empañe la misma, incluso en
situaciones donde haya gas o hidrocarburo condensado en el agujero, y un cable de video de fibra
óptica de 7
/32 de pulgada y una longitud máxima de 4880 m donde se alojan también anillos
colectores y la telemetría de superficie. Una vez que se ha bajado la cámara a los intervalos de
interés, un único conductor eléctrico permite encender y controlar una luz de halógeno de 100
watts en la cámara, así como para controlar la movilidad de la herramienta, permitiendo que un
receptor óptico en superficie, decodifique y envíe las señales a un equipo en donde un operador,
podrá monitorear, copiar, grabar o editar el video.
Comúnmente la implementación de este tipo de servicio se realiza en pozos que se encuentran ya
en su totalidad ademados o revestidos por una tubería de acero y a temperaturas y presiones
máximas de 125 °C y 69 Mpa (10,000 psi), ya que hacerlo en agujeros descubiertos, al estar
utilizando lodos base agua o base aceite en las labores de perforación, no permitiría que se tengan
imágenes claras de las formaciones debido a su opacidad. Por lo tanto, la calidad y claridad de las
imágenes, serán función de la claridad del tipo de lodo que se esté utilizando en el agujero. La
finalidad y utilidad principal que tendrá entonces la DHV como servicio de pozos, será para realizar

313
caracterizaciones de los fluidos contenidos en las formaciones (la etapa de producción), o bien
para revisiones mecánicas en el agujero. Esto permite que se puedan tener imágenes claras de las
condiciones internas de los agujeros en gran cantidad de ambientes para diagnosticar y prevenir
posibles problemas que se pudiesen generar en gran variedad de aplicaciones (principalmente en
la etapa de producción). Todo esto permite que se logren obtener imágenes claras y nítidas de las
condiciones internas de los agujeros, con una calidad en la señal hasta de un 75% mejor que
algunas herramientas operadas por cable.
Algunas otras de las aplicaciones más importantes de la DHV en pozos ademados se mencionan a
continuación:
• Permite obtener imágenes claras para los servicios de “pesca”.
• Detecta posibles fugas que existan ya sea bien en la tubería de revestimiento o en las
uniones entre estas.
• Permite la identificación de corrosión o crecimiento de bacterias en las tuberías.
• Examina las condiciones del agujero en toda su extensión.
• Inspecciona las labores de fondo de pozo.
Por otro lado, existe otro tipo de cámara empleada en los servicios de la DHV, especialmente
cuando el tiempo es crítico o bien cuando existen fluidos muy corrosivos al interior del agujero.
Esta cámara se denomina “ojo de águila” (Hawkeye) y funciona de forma muy similar a la cámara
tradicional de la DHV, pero la diferencia entre ambas radica en que ésta puede operar por medio
de un solo cable conductor o bien por un cable multiconductor. El sistema que utiliza para la
creación del video es prácticamente igual por medio de cables coaxiales de fibra óptica y
telemetría de superficie, pero con la variante de que esta cámara produce imágenes cada 1.7
segundos y hasta en rangos de temperaturas de casi 180 °C si se utiliza un recubrimiento especial
que enfrié el sistema. Esto permite que se tengan imágenes de altas resoluciones, examinaciones
en tiempo real de las condiciones del agujero, así como caracterización de los fluidos de las
formaciones en rangos de presiones muy amplios y en profundidades más allá de los 16,000 pies
(poco mas de 5,000 metros) independientemente del tipo de perforación que se esté realizando
(ya sean horizontales, verticales o pozos desviados).
Muchos de los videos de pozos que son adquiridos hoy en día, además de brindar servicios en la
industria petrolera, también tienen varias aplicaciones importantes principalmente en la geotecnia
y en evaluaciones ambientales, así como en pozos de investigación científica para el análisis de
núcleos de hielo, o en minería para la identificación de horizontes de mena. En general, entre las
aplicaciones más importantes que se pueden obtener de los videos de pozo en agujeros
descubiertos sobresalen:
• Identificación de fallas y fracturas en las formaciones (Figura 7.21 y 7.22).
• Identificación de ovalización de los pozos o algún otro tipo de daño en los mismos.
• Detección de zonas productoras de agua en hidrogeología.

314
• Proporciona información acerca del tamaño de grano, tipo de porosidad y estratificación
de las formaciones.
Figura 7.21 Rasgos que pueden ser apreciados por medio de la adquisición de videos de pozo ya
sea en pozos ademados o en pozos descubiertos (Modificado de apuntes de clases de Registros
Geofísicos de Pozos, 2010).
Figura 7.22 Algunos ejemplos de videos de pozo que pueden ser obtenidas por medio del servicio
DHV de Halliburton (Modificado de apuntes de clases de Registros Geofísicos de Pozos, 2010).

CAPÍTULO 8.- REGISTROS
DURANTE LA PERFORACIÓN
8.1 Registros de hidrocarburos
8.2 MWD
8.3 LWD

CAPÍTULO 8.- REGISTROS DURANTE LA PERFORACIÓN 8.1 Registros de hidrocarburos
315
8.1.1 Registros de hidrocarburos en la industria petrolera
Desde hace varias décadas el principal problema que se tenía en las perforaciones petroleras para
la búsqueda de hidrocarburos de carácter científico y económico a lo largo de todo el mundo, se
centraba en poder conocer con detalle la presencia de hidrocarburos en aquellas secciones o
intervalos que se estuvieran perforando simultáneamente junto con la construcción de un pozo
petrolero. Por lo tanto, la oportuna detección de las manifestaciones de hidrocarburos contenidos
en dichos intervalos, permitirá el poder asignarle un valor económico a la sección que se esté
atravesando y por ende al pozo en sí, esto con la finalidad de poder realizar en dichas secciones los
procedimientos más adecuados para poder probar su potencial productor de hidrocarburos.
Desde los primeros comienzos de la industria petrolera a nivel mundial y hasta hace apenas
algunos años dentro de los trabajos que eran realizados en pozos exploratorios, las detección de
las manifestaciones en posibles intervalos con contenido de hidrocarburos (gas y aceite) en
aquellas secciones que eran atravesadas por un pozo, se realizaban en un comienzo de forma
experimental por medio de la observación directa, y la utilización de los sentidos (por medio del
olor y el sabor del lodo de perforación), así como también por medio del análisis de los recortes de
fondo de pozo que se obtenían en las presas de lodo. Sin embargo, con el pasar de los años se han
vuelto cada vez más complejas las labores de exploración en mar y en tierra, y se llevan a cabo
ahora en ambientes cada vez más complejos, por lo que la oportuna identificación de las
manifestaciones igualmente se ha dificultado. Estas manifestaciones pueden presentarse de
múltiples maneras, algunas obvias y fáciles de interpretar, o bien otras extremadamente sutiles,
engañosas y con alto grado de dificultad en su interpretación.
Debido a estas limitantes, es como surgen los registros de hidrocarburos junto con los registros de
parámetros de perforación en tiempo real, los cuales constituyen una de principales técnicas de
registros aplicables dentro de la industria petrolera para la realización de mediciones en tiempo
real sobre los parámetros que se ven involucrados en los pozos petroleros, la detección de
manifestaciones de hidrocarburos en tiempo real, así como también un oportuno análisis de los
fluidos y gases involucrados en las pruebas de producción. Generalmente a este tipo de registros
se les da un mayor peso y una mayor importancia particularmente en aquellas perforaciones que
son de carácter “exploratorio”, ya que en este tipo de perforaciones es donde se tendrán las
mayores incertidumbres sobre las condiciones en las que se encuentran las rocas y las
formaciones a profundidad, así como los yacimientos a localizar. Sin embargo, su aplicación no se
restringe a solo operar en este tipo de perforaciones, sino que pueden ser adquiridos en todo tipo
de perforaciones, en cualquier ambiente ya sea en tierra o en mar, y con cualquier tipo de lodo de
perforación utilizado. Debido a ello, se le podría considerar como una herramienta esencial en la
perforación, ya que la información técnica que se genera, ayuda no solo para la evaluación de las
formaciones geológicas sino que además proporciona los medios para cumplir con funciones de
vital importancia como lo son la vigilancia en materia de seguridad del pozo, y la economía en los
pozos. Dicho esto, se le podría considerar finalmente como una técnica de exploración que se ha
llevado a cabo en la industria petrolera por más de medio siglo en pozos y en perforaciones a nivel

316
mundial con óptimos resultados, haciendo actualmente de la técnica, una de las actividades claves
en la búsqueda de hidrocarburos.
En México particularmente, su desarrollo dentro de la industria petrolera nacional data apenas del
siglo pasado a pesar de que a nivel mundial ya era conocido el método, teniendo sus comienzo en
territorio nacional a finales de la década de los 40´s, poco después de que se diera la Expropiación
Petrolera (1938) por medio de la empresa ROTENCO, la cual brinda dicho servicio a su principal
cliente que es PEMEX Exploración y Producción. Sin embargo, al no darse abasto debido a la gran
cantidad de pozos existentes en territorio nacional y aquellos existentes en aguas nacionales, es
como surge por dicha necesidad, otra empresa de servicios denominada The Mudlogging
Company Mexico S.A. de C.V. Esta empresa al igual que su principal competidora ROTENCO, se
forjo como una empresa de servicios que provee de registros de hidrocarburos a la industria
petrolera, cuyo origen se dio en Austin Texas, siendo The Mudlogging Company Mexico su filial en
el territorio nacional al servicio de PEMEX Exploración y Producción.
Actualmente se podría considerar que es The Mudlogging Company Mexico una de las principales
proveedoras del servicio de registros de hidrocarburos, mas no la única que sigue operando en
territorio nacional, y lo han hecho en México al servicio de PEMEX desde poco más de 15 años al
tener cada vez menos participación su competidora ROTENCO. En dicho transcurso de tiempo se
han logrado tener muy buenos resultados en la evaluación de pozos exploratorios utilizando los
registros de hidrocarburos, en aquellos pozos localizados en tierra en regiones petroleras del país
como lo son Poza Rica y Piedras Negras en Veracruz, Reynosa en Tamaulipas y Villahermosa en el
estado de Tabasco. Del mismo modo es posible y además también indispensable el poder contar
con unidades de registros de hidrocarburos en las plataformas petroleras marinas del Golfo de
México, localizadas la gran mayoría tanto al norte cerca de Tamaulipas y Veracruz, así como
también al sur de la república cerca de las ciudades de Villahermosa y Ciudad del Carmen. Ya sea
en tierra o en mar, la finalidad de los registros de hidrocarburos será siempre la misma.
8.1.1.1 Origen e importancia de los registros de hidrocarburos en la industria petrolera
La técnica de registros de hidrocarburos se basa principalmente en la detección en tiempo real de
los hidrocarburos que se encuentren contenidos en los poros de las formaciones a profundidad,
los cuales son liberados en el momento en que los dientes de la barrena van resquebrajando las
formaciones en forma de pequeños recortes que son posteriormente transportados e
incorporados junto con el lodo de perforación a la superficie. Dichos recortes provenientes de las
formaciones que se van atravesando, formarán al final las muestras de canal que llegan a las
temblorinas junto con el lodo de perforación, en donde dispositivos eléctricos y electrónicos muy
sensibles que se encuentran incorporados a una unidad detectora de hidrocarburos en pozo,
permitirán analizar la posibilidad de encontrar hidrocarburos en los intervalos recién perforados o
bien indicar la presencia de gases nocivos en superficie como lo es el sulfhídrico (H2S) para
protección y seguridad del personal y del pozo. De esta manera, se podría decir que dichos
registros son de vital importancia en las labores de perforación ya que proporcionarán evidencia

317
física del contenido de hidrocarburos en las formaciones al mismo momento en que se estén
perforando, y permite también vigilar las condiciones de seguridad de la perforación para la
prevención de accidentes y para la toma de decisiones sobre las actividades a realizar. Toda esta
información proveniente de los parámetros de perforación involucrados y los hidrocarburos que
puedan estar contenidos en las formaciones dentro de las actividades del pozo, permite que la
información obtenida pueda ser plasmada en tiempo real sobre una base digital continua,
mientras que lo mismo se puede hacer con respecto a otros tipos de gases que comúnmente
acompañan a los hidrocarburos o bien con flujos de agua.
Su implementación en las labores de perforación surgió al mismo tiempo a como se fueron
desarrollando y modernizando los equipos eléctricos y electrónicos que operan en los pozos, así
como las también las técnicas de perforación, permitiendo con ello el que se pueda determinar
con gran precisión la profundidad exacta en la que se encuentra la barrena perforando, así como
la detección de la más mínima presencia de hidrocarburos en los intervalos recortados por medio
de sensores sumamente sensibles en las exploraciones petroleras realizadas en el subsuelo. Por lo
tanto, esta técnica es hoy en día utilizada mundialmente en la industria petrolera para prevenir y
evaluar los problemas que causan el descontrol de los pozos petroleros, evaluar la cantidad,
calidad y tipo de fluidos que contienen las formaciones perforadas, así como también tener la
seguridad de no estar abandonando yacimientos potencialmente productores de hidrocarburos
por falta de información (Figura 8.1). Básicamente el desarrollo de dichos equipos de medición,
fueron creados exclusivamente para controlar pozos de exploración en los que no se conoce a
ciencia cierta cuáles son los problemas que se van a encontrar.
8.1.1.2 Razón de ser de los registros de hidrocarburos
La información que se obtiene a partir de los registros de hidrocarburos, es de naturaleza
cuantitativa, ya que los resultados obtenidos se encuentran sujetos a varios factores que influyen
en la magnitud de las manifestaciones de aceite y de gas. Dichos valores serán proporcionales a la
cantidad de fluidos que tenga la formación, siempre y cuando se evalúen oportunamente los
problemas que puedan afectarlos. Por ello, los registros de hidrocarburos como técnica de
registros en los pozos petroleros, son primordiales en los trabajos exploratorios ya que reducen
considerablemente los riesgos de descontrol de los pozos al momento en que estos se encuentran
perforando, siendo crucial la información que proporcionan para la seguridad del personal, de las
instalaciones y del mismo pozo. Entre las principales funciones que tienen los registros de
hidrocarburos y en la razón de ser de los mismos, destacan varios puntos:
• Sirven para el monitoreo de los parámetros de perforación en tiempo real, y la detección
oportuna de zonas de geopresiones anormales o subnormales (lo que reduce el riesgo de
descontrol o perdida de lodo).
• Permiten aumentar la seguridad (del personal y del mismo agujero).

318
• Impactan económicamente al permitir optimizar los costos de perforación (evitar realizar
gastos de pruebas no necesarios en intervalos no productores, dando información
oportuna).
• Proveen de una detallada evaluación de las formaciones geológicas metro a metro, y el
descubrimiento de nuevos horizontes petrolíferos, así como también una evaluación de
los fluidos en las pruebas de producción.
8.1.1.3 Parámetros de perforación involucrados en los registros de hidrocarburos
Al momento en que se encuentra perforando un pozo petrolero, cada uno de los parámetros de
perforación que intervienen en el proceso (velocidad de perforación, peso sobre la barrena,
niveles de las presas de lodo, profundidad total, emboladas totales de la bomba, etc.), son
monitoreados en tiempo real, y al mismo tiempo son convertidos en forma de gráficas, reportes y
tablas numéricas que proporcionan información sobre las propiedades físicas y químicas de las
rocas que están siendo recortadas, así como el tipo de fluidos que acompañan dichos recortes.
Figura 8.1.- Ejemplo de un registro de hidrocarburos tomado en el pozo Samaria 7013H ST-
1 en Villahermosa, Tabasco (Cortesía de The Mudlogging Company Mexico, 2010).

319
Esto se logra mediante la utilización de una unidad de registros de hidrocarburos por medio de la
cual es posible obtener a partir de los recortes recuperados del lodo de perforación, la siguiente
información:
• Variaciones en la velocidad de penetración.
• Detección de gas en el lodo de perforación.
• Análisis cromatográfico del lodo de perforación de C1 a C5.
• Detección de gas y/o aceite o ambos en los recortes de canal.
• Descripción litológica de los recortes de canal.
• Porosidad visual de las muestras de canal.
• Determinaciones paleontológicas para correlaciones bioestratigráficas.
• Fluorescencia en las muestras de canal.
• Solubilidad de las muestras de canal en rocas tipo carbonatadas.
• Conductividad y/o resistividad del lodo de perforación.
• Detección de CO2 y H2S.
8.1.1.3.1 Variaciones en la velocidad de penetración
La velocidad de penetración en los registros de hidrocarburos puede ser definida como “el tiempo
en minutos que tarda la barrena en perforar un metro de formación”, y normalmente se reporta
en los informes como unidades de minutos/metro o bien metros/hora. En los registros
generalmente está representada como la curva maestra del registro en la primera columna junto
con algún otro parámetro como bien puede ser la presencia de gas cortes del cual se detallará más
adelante, y puede ser de gran utilidad como base para poder correlacionar la información que se
está obteniendo en tiempo real junto con otras curvas de registros (Figura 8.2).
Por ello, el determinar con oportunidad las posibles variaciones que puedan presentarse en la
velocidad de penetración con la que la barrena va atravesando las formaciones, permite que en su
momento se puedan tomar las precauciones necesarias ante la posibilidad de que se pueda
presentar una pérdida de fluidos contenidos en los poros por el proceso de compactación, o bien
en casos más extremos, la posibilidad de un arranque del pozo (blow out). Dichas variaciones
estarán influenciadas en gran medida por factores formacionales o litológicos principalmente, así
como también por condiciones mecánicas, por lo que si se tiene una secuencia litológica con las
mismas condiciones de perforación, las variaciones que se generen en la velocidad de penetración
pueden ser indicativas de varios factores formacionales como son las siguientes:
• Consolidación y porosidad de formación (con posible contenido de hidrocarburos).
• Indica cambios de formación.
• Indica zonas fracturadas.
• Muestra zonas de altas o baja presiones.
• Es indicativa para determinar la vida de la barrena.

320
Mientras que entre las principales causas que afectan la velocidad de perforación de la barrena,
destacan las siguientes (Tabla 8.1):
Por condiciones de perforación Por condiciones del subsuelo
• Diámetro de la barrena. • Profundidad.
• Peso aplicado sobre la barrena. • Porosidad de la roca.
• Tipo de barrena utilizada. • Aumento en la temperatura de las
formaciones a profundidad.
• Velocidad de rotación. • Presión de la formación.
• Condiciones reológicas del lodo (a mayor
profundidad el peso del lodo se vuelve
mayor).
• Dureza de la formación (existen
formaciones más consolidadas por la
presión de sobrecarga).
• Limpieza del fondo del agujero.
• Presión diferencial.
Tabla 8.1 Factores típicos que alteran la velocidad de perforación de la barrena (The
Mudloging Company Mexico, 2010)
Figura 8.2.- Ejemplo de una sección de un registro de hidrocarburos tomado en el pozo Samaria
7013H ST-1 en Villahermosa, Tabasco en donde se logra apreciar las variaciones en la velocidad de
penetración en las litologías recortadas (Cortesía de The Mudlogging Company Mexico, 2010).

321
8.1.1.3.2 Detección de gas en el lodo de perforación
La detección de manifestaciones de gas provenientes de las formaciones, es una de las principales
aplicaciones que tienen los registros de hidrocarburos dentro de la industria petrolera, ya que
tiene como objetivo, la evaluación de la concentración de hidrocarburos en las formaciones
atravesadas con fines comerciales y de seguridad en las instalaciones de perforación. Dicho
fenómeno se encuentra íntimamente relacionado a la acción mecánica de la barrena al momento
en que se encuentra resquebrajando las formaciones, desprendiendo así los fluidos contenidos en
los poros y que son incorporados al lodo de perforación. Por esta razón el lodo de perforación
juega un papel primordial dentro de los trabajos exploratorios ya que en el momento en que los
fluidos son desplazados desde el fondo del agujero por medio del contacto hidráulico del lodo
sobre la roca y llega a superficie después de haber circulado por la totalidad del agujero, puede
llevar consigo cantidades significantes o insignificantes de gases (gas lodo), los cuales son
identificadas en superficie por la unidad detectora de hidrocarburos (gas de formación). Sirve
además para controlar la estabilidad del agujero al mantener una presión hidrostática mayor en
comparación con la presión de las formaciones a profundidad, aunque también se pueden
presentar los casos en los que dicha estabilidad no se logre, permitiendo que los gases y los fluidos
de las formaciones se mezclen junto con el lodo de perforación. De esta manera es como la unidad
de registros de hidrocarburos, por medio de sensores y un analizador de gases en superficie,
permitirá la identificación del tipo de gas presente en las formación(es), y la(s) cantidad(es) que se
tengan de estos en partes por millón (ppm).
Dentro de la serie parafínica, que es la que incluye a gran parte de los hidrocarburos contenidos en
los aceites crudos, se hace necesario dividir los componentes gaseosos en 2 tipos principales de
acuerdo a su peso: los gases de bajo peso molecular o gases secos como el metano y etano, y los
gases de alto peso molecular o gases húmedos como el propano, butano, pentano, hexano y sus
isómeros, etc. De esta manera, por medio de un cuidadoso análisis dentro de la unidad de
registros se podrán catalogar a su vez los tipos de gases detectados dentro de 4 grupos
principales:
• Gas producido: El gas producido se puede definir como el gas que es incorporado al lodo
de perforación, debido a que la presión de formación excede la presión hidrostática
(Figura 8.3).
• Gas liberado: Es aquel gas proveniente de las formaciones, que se incorpora al lodo de
perforación a medida que la barrena va desquebrajando las formaciones a profundidad. Se
puede decir que esta es la condición óptima que se debe tener en las perforaciones, ya
que además si las condiciones del lodo son excelentes, el enjarre se formará en las
formaciones más rápidamente, protegiendo mucho mejor al agujero (Figura 8.4).
• Gas recirculado o reciclado: Es aquel gas que no alcanzó a ser liberado de las presas de
lodo durante una manifestación de gas y que es bombeado nuevamente al pozo. En este

322
caso en particular, la manifestación es menor a la original, y a menudo, los hidrocarburos
más volátiles son liberados a la atmósfera, dando como resultado una mayor proporción
de hidrocarburos en el cromatograma.
Para conocer la cantidad de gas recirculado se determina el gas succión, que consiste en
tomar un litro de lodo en la presa de succión, agitarlo en la licuadora entre 10 a 15
segundos, y detectar el gas desprendido por medio de un sensor calibrado a 2.2 volts.
Dicha lectura es posteriormente plasmada en el registro en el metro correspondiente, una
vez que se haya calculado y haya transcurrido el tiempo de bajada del lodo (o tiempo de
atraso).
• Gas cortes: A diferencia del gas succión que se realiza generalmente solo con el lodo de
perforación, el gas cortes se puede definir como el gas contenido dentro del espacio
Figura 8.3.- Esquema que ejemplifica como se que presenta el caso de gas producido en el análisis
de gases por parte de los registros de hidrocarburos.
Figura 8.4.- Esquema que ejemplifica como se que presenta el caso de gas liberado en el análisis de
gases por parte de los registros de hidrocarburos.

323
poroso de los recortes de roca o núcleos de fondo o de pared, y que por razones de
densidad del fluido utilizado o bien por la característica de baja permeabilidad de la roca
perforada, no permitió que se haya detectado la lectura de gas en el lodo.
Por ello, para el análisis de dicho gas, se tritura una porción de muestra dentro de una
licuadora por un tiempo de 10 a 15 segundos, liberándose así el gas contenido en los
recortes. Este parámetro es particularmente importante ya que auxilia en la
determinación de cuerpos potencialmente productores, y que pueden ser explotables por
medio de técnicas de fracturamiento secundario (Figura 8.5).
8.1.1.3.3 Fluorescencia en las muestras de canal
La fluorescencia es otras de las técnicas de análisis que se le pueden realizar a los recortes o
muestras de canal dentro de las unidades detectoras de hidrocarburos, para determinar si la roca
que está siendo recortada a cierta profundidad, se encuentra impregnada de aceite o petróleo. La
fluorescencia la podríamos definir como la propiedad de luminiscencia que presentan ciertas
sustancias, las cuales al ser afectadas por luz ultravioleta (uv), emiten radiaciones de longitud de
onda mayor, comprendida en el espectro visible.
Dicho análisis se realiza en las unidades detectoras de hidrocarburos por medio de un fluoroscopio
compuesto de 4 tubos de neón cubiertos por filtros de cobalto y cuarzo, produciéndose de ellos
luz ultravioleta con longitudes de onda menores a 3650 Å (1 Å = 0.1 nm), las cuales son reflejadas
del aceite en ondas de mayor longitud (4300 a 7700 Å), volviéndose estas visibles al ojo humano
en base al color de la fluorescencia emitida, permitiendo que sea posible el detectar la presencia
de aceite crudo en los recortes en base al color e intensidad de la fluorescencia presente, así como
también el poder identificar su gravedad especifica (Tabla 8.2). A medida que el aceite contenido
en las formaciones se vuelve de mayor gravedad (más denso), la longitud de ondas reflejadas será
mayor, por ello, la fluorescencia visual ha sido una técnica utilizada desde hace mucho tiempo
Figura 8.5.- Esquema que ejemplifica como se realiza el análisis de gas cortes.

324
para identificar la presencia y tipo de aceite que se encuentra impregnado en la superficie de los
recortes, mediante la longitud de onda del espectro óptico de los hidrocarburos, así como también
para estimar de forma relativa las propiedades del aceite y una cuantificación inicial del porcentaje
de hidrocarburos en relación a la muestra.
Dentro de dicho análisis son 3 los tipos principales de fluorescencia que se pueden obtener:
• Fluorescencia mineral (es la más representativa y la más utilizada de las 3).
• Fluorescencia del aceite.
• Fluorescencia por contaminación.
Tipo de
aceite
Pesado Medio Ligero
Color del
espectro
ROJO NARANJA AMARILLO VERDE AZÚL VIOLETA
ULTRA
VIOLETA
Unidades
Angstrom
7700 a
6100
6000 a
5900
5800 a
5700
5600 a
4500
5100 a
4500
4200 a
4500
4200 a
1500
Color
fluorescente
CAFÉ NARANJA
CREMA
AMARILLO
BLANCO
VERDE
AZÚL
VIOLETA ¿?
Grados API 10.1 - 15 15 - 25 25 - 35 35 - 45 45 - 55 55 a + ¿?
Gravedad
especifica
0.9993 a
0.9659
0.9659 a
0.9042
0.9042 a
0.8498
0.8498 a
0.8017
0.8017 a
0.7587
0.7587 a
-
¿?
Esto permite que después de haber realizado el análisis de las muestras de canal representativas
de cada metro de formación perforada, y haber determinado si existe la presencia de aceite en los
recortes, así como el haber identificado si estos son aceites ligeros o bien aceites pesados, se
procede posteriormente a realizar una estimación del porcentaje de aceite impregnado en la
muestra, plasmando la información en el registro maestro en la columna correspondiente a “% de
muestra con fluorescencia”.
8.1.1.3.4 Solubilidad de las muestras de canal en rocas carbonatadas
La solubilidad puede ser definida como una característica única y particular de todas las rocas
carbonatadas, al realizar sobre ellas un análisis químico en un calcímetro utilizando ácido
clorhídrico diluido. Este método permite poder cuantificar el porcentaje de carbonato de calcio
total presente en las rocas, en base al volumen de CO2 que se desprende durante la reacción que
se lleva a cabo entre el ácido y los recortes de roca. De esta manera se vuelve más sencillo el
poder clasificar el tipo de roca carbonatada presente en caso de que su descripción por medio del
microscopio petrográfico nos genere incertidumbres, siendo las reacciones más violentas cuando
la roca tiene casi en su totalidad puro carbonato de calcio (CaCO3) como las calizas marinas, y las
reacciones menos violentas en aquellas rocas que presenten mayor arcillosidad y mayores
impurezas como las margas y las dolomías cuyo contenido de CaCO3 es menor.
Tabla 8.2 Colores típicos de la fluorescencia mineral en los recortes de canal.

325
De acuerdo a los resultados obtenidos utilizando el calcímetro, se procede a comparar el
porcentaje de CO2 liberado utilizando la Tabla 8.3, y se plasma la información litológica obtenida
del tipo de roca carbonatada en el registro de hidrocarburos a la profundidad correspondiente.
Este análisis además de auxiliar en la identificación de las rocas carbonatadas, otras de las
principales aplicaciones que se le puede dar al método son: incrementar la permeabilidad de las
rocas al estimular las formaciones con acido, así como también para disolver derrumbes en
aquellas tuberías que hayan quedado atrapadas en rocas carbonatadas.
Tipo de roca carbonatada % de Solubilidad
Caliza 70 a 96%
Caliza arcillosa 50 a 70%
Caliza dolomítica 40 a 60%
Marga 30 a 50%
Dolomía 20 a 40%
Lutita 5 a 25%
8.1.1.3.5 Análisis cromatográfico del lodo de perforación de C1 a C5.
La cromatografía de gases puede ser definida como una técnica de análisis para la detección de
una mezcla continua de gases, para cuantificar en la columna de la gráfica del registro de
hidrocarburos, el porcentaje y las partes por millón (ppm) de cada uno de los componentes que
constituyen la mezcla a analizar. Esto permite que la cromatografía de gases sea una de las
actividades más valiosas realizadas durante la perforación en tiempo real para la identificación de
intervalos con impregnación de hidrocarburos, para una evaluación casi inmediata del potencial
de hidrocarburos del yacimiento e interpretar consecutivamente su valor comercial de acuerdo a
los hidrocarburos líquidos y gaseosos que contenga, incluso aún cuando las condiciones del lodo
con un sobrebalance muy alto en la perforación impidan que en ocasiones la entrada de
cantidades de gas sean lo suficientemente grande.
Normalmente en la cromatografía son 2 los fenómenos más importantes y prácticamente los
rectores del proceso de separación entre los componentes de la mezcla a analizar, la adsorción y la
absorción. La adsorción puede ser definida como la retención superficial de una especie química
en los sitios activos de la superficie de un sólido, quedando delimitado el fenómeno a la superficie
que separa las fases, lo cual puede ser física o químicamente. Depende además de la naturaleza, la
temperatura, el estado de subdivisión del adsorbente y la concentración de la sustancia adsorbida.
Mientras que la absorción es el fenómeno de una especie química por parte de una masa, y
depende en gran medida de la tendencia que tiene esta a formar mezcla o reaccionar
químicamente con la misma.
El proceso consiste en hacer pasar una mezcla de gas contenido en el lodo de perforación por
medio de una columna de separación en donde los gases contenidos en la mezcla, son separados
de acuerdo a su tamaño. Inicialmente la mezcla a analizar puede estar en estado sólido, líquido o
Tabla 8.3 Solubilidad en las rocas de acuerdo a la cantidad de CO2 presente (Rotenco, 2010).

326
gaseoso, pero al momento en que se realiza el análisis por medio del cromatógrafo, la mezcla
debe estar vaporizada. De ahí que en la grafica del registro de hidrocarburos se refleje cuantitativa
y cualitativamente el contenido de cada uno de los componentes empezando por el metano,
puesto que es el gas con menor peso molecular en partes por millón (ppm) y cuya nomenclatura
se plasma en el registro como C1, siguiéndole posteriormente el etano que será C2, el propano
con C3, el i-butano, n-butano, i-pentano y n-pentano con IC4, NC4, IC5 y NC5 respectivamente
(Figura 8.6).
Para poder llevar a cabo la detección de los gases que vienen incorporados al lodo de perforación,
los detectores empleados en la cromatografía gaseosa pueden ser de varios tipos, pero entre ellos,
los principales y los más utilizados por las compañías de servicios son:
Figura 8.6.- Ejemplo de un registro de hidrocarburos donde se visualiza la cromatografía de
gases en el registro, así como la detección de una manifestación ocurrida a una profundidad de
4285 m sobre rocas carbonatadas. El registro fue tomado del pozo Samaria 7013-H-ST1 en
Villahermosa, Tabasco (Cortesía de The Mudlogging Company Mexico, 2010).

327
• Detectores de conductividad térmica (TCD).
• Detectores de ionización de llama (FID).
Ambos permiten dentro de la cromatografía de los gases, que se tengan 2 aplicaciones principales.
Por una parte permite que se tenga la capacidad de separar mezclas orgánicas complejas,
compuestos órgano-metálicos y sistemas bioquímicos, y por otra parte como método para
determinar cualitativamente y cuantitativamente los componentes de la mezcla de gases (metano,
etano, propano, etc.).
8.1.1.3.6 Detección de CO2 y H2S en el lodo de perforación
El CO2 es uno de los gases presentes más comunes que podemos encontrar en todas las
perforaciones petroleras a nivel mundial en la búsqueda de hidrocarburos, y comúnmente como
medida de precaución, se elimina de la mezcla de gases totales (gas-aire) que pasa por el
cromatógrafo. El CO2 por su naturaleza de ser un gas refrigerante, provoca que su presencia en el
medio si es que llegase a entrar a la cámara de combustión, vaya alterando los resultados en la
detección de hidrocarburos ya que el CO2 baja la temperatura del medio y en consecuencia la
temperatura del filamento detector. Esto ocasiona como principal consecuencia el que no se
efectué una combustión adecuada de los hidrocarburos, dependiendo también de que tan grande
sea la cantidad de CO2 presente, provocando que se generen variaciones notables en las lecturas
cromatográficas de los gases, pudiendo incluso arrojar lecturas negativas de los gases, o hasta
anularlas por completo por la gran abundancia de CO2 en el sistema. Su presencia repercute
además en las condiciones reológicas del lodo como su densidad, o puede afectar el PH del filtrado
si la presencia de CO2 llega a ser muy importante, pero también puede ser un buen indicador de
anhidrita y rocas carbonatadas.
Para poder eliminar este gas por medio de la precipitación del CO2 de la mezcla gas-aire, se hace
pasar la mezcla a través de una solución de hidróxido de bario antes de llegar al filamento
detector de gas o bien, es también muy común que sea utilizada sosa caústica ya que ésta siempre
se encuentra en los pozos en comparación con el hidróxido de bario que es mucho más
complicado de conseguir, en muchos casos por lo incomunicado que pueden estar las zonas de
perforación. El método consiste en utilizar sosa caústica junto con agua común en una
concentración del 30%, y su resultado ya sea utilizando el hidróxido de bario o bien la sosa
caústica será el mismo.
En el caso del acido sulfhídrico (H2S), este es uno de los gases más peligrosos y dañinos que
frecuentemente se encuentran asociados con los yacimientos de hidrocarburos, debido a su
acción altamente corrosiva que llega a afectar considerablemente las tuberías y las herramientas
de perforación, así como su alta toxicidad, letal para el ser humano. Este gas tiene la propiedad de
ser un inhibidor del olfato, es decir, al ser olfateado después de muchos minutos de exposición, el
olfato se acostumbra al olor (que es muy similar a huevo podrido) y uno puede llegar a pensar que
su presencia se ha desvanecido, cuando en verdad este continúa en el ambiente, adormeciendo

328
poco a poco a quien este expuesto al gas y provocándole la muerte pocos minutos después de
haber sido expuesto a el. Por ello, es necesario que debido a su alta peligrosidad sea detectado a
tiempo por seguridad de todo el personal que labora en la zona de perforación, y del pozo mismo.
En el registro de hidrocarburos por otro lado, la presencia de acido sulfhídrico (H2S) en la mezcla
gas-aire provoca que este gas se manifieste como si fuese un hidrocarburo, ya que a temperaturas
mayores a los 400°C, se disocian sus componentes en moléculas más simples que son el H2 y S. En
este punto el H2 se comportará como hidrocarburo por la disociación de la molécula, provocando
que puedan ser generadas altas lecturas de gas en el filamento detector, alterando por ende las
lecturas reales de gas de la formación. Por otro lado, si el azufre llega a la cámara de combustión
de los gases, provoca que éste quede adherido al filamento del detector del cromatógrafo,
volviéndolo insensible a futuras combustiones. Por ello es necesario que al igual que con el CO2, el
H2S sea precipitado de la mezcla total de gases haciéndolo pasar por una solución de acetato de
plomo, en donde el precipitado resultante es sulfuro de plomo de un color negro, con lo que se
detecta de forma inmediata que ha sido eliminado de la mezcla.
8.1.1.3.7 Detección de cambios en el volumen de lodo de perforación
La detección del incremento o la disminución en tiempo real de los volúmenes del lodo de
perforación que se tienen en las presas de lodo, es uno de los parámetros de perforación
igualmente muy importantes dentro del monitoreo que se realiza por medio de los registros de
hidrocarburos. Un decremento en el volumen de lodo significa la presencia de una zona de
pérdida de fluidos ya sea por fracturamiento primario o secundario de las formaciones debido a la
presencia de derrumbes y cavernas, etc. (Figura 8.7) lo que en caso de ser total, puede originar la
pegadura de la sarta de perforación. Por otro lado si se incrementan los volúmenes de lodo que
llegan a las presas de lodo en superficie, significa que en este se está incorporando fluido (ya sea
aceite o agua) procedente de la formación que se está perforando, originando en caso de que el
fluido que se esté incorporando sea aceite, un descontrol de pozo al no tener suficiente densidad
el lodo como para detener los fluidos procedentes de la formación. Mientras que si se tiene el
caso de que sea agua el fluido que se está incorporando al lodo, esto puede provocar que se
descomponga el lodo y que en muchos casos pueda quedar atrapada la tubería de perforación.
Estas acciones del lodo de perforación en las formaciones, permiten que dicha detección pueda
tener importantes aplicaciones dentro de la toma de decisiones en las torres o plataformas de
perforación para proteger la estabilidad del agujero. Algunas de ellas puede ser el caso de la
colocación de una tubería de revestimiento, o bien taponear las formaciones por medio de baches
muy densos de lodo.
8.1.1.3.8 Conductividad y/o resistividad del lodo de perforación
La conductividad y/o resistividad del lodo de perforación se basa en las propiedades eléctricas del
fluido que se esté utilizando, lo cual se encuentra directamente relacionado a la presencia de

329
cloruros. El aumento o disminución de estos valores es lo que permitirá diferenciar los tipos de
fluidos que, aún sin manifestarse, se encuentran alojados en la porosidad de la roca, sin embargo
solo es posible realizar tal medición en lodos base agua.
Dentro de los registros de hidrocarburos, la utilidad de conocer que tan conductor o resistivo es el
lodo de perforación que se encuentra utilizando en ese momento, radica en la medición de las
variaciones en el contenido de sales del lodo, por lo que es utilizado ampliamente en la
determinación de la salinidad del agua (Sw). De esta manera es posible que con la información
obtenida, se puedan distinguir en tiempo real la presencia de cuerpos salinos como domos y
formaciones de anhidrita.
8.1.1.3.9 Detección de gas y/o aceite en los recortes de canal
Dentro de las aplicaciones que tiene el registro de hidrocarburos para la detección de gas o aceite,
o ambos combinados en los recortes de canal, resaltan varios factores cruciales que permitirán
que puedan existir variaciones en las magnitudes de estas manifestaciones:
• El estado de desgaste de la barrena.
Figura 8.7.- Ejemplo de una sección de un registro de hidrocarburos, en donde se visualiza la
perdida de lodo de perforación debido muy probablemente al fracturamiento de la formación
(Cortesía de The Mudlogging Company Mexico, 2010).

330
• El volumen de roca perforada en relación al volumen de lodo que fue necesario circular
durante la perforación del intervalo.
• La modificación de la concentración de hidrocarburos en rocas porosas.
• Las diferencias de presión entre la presión hidroestática y la presión de formación.
• La cantidad de muestras que no pertenezcan o no sean representativas de la formación
que se está perforando (ocasionado por derrumbes).
• La cantidad de gas recirculado sea mayor y que éste no pertenezca al intervalo recortado.
• Las variaciones en la detección de gas y/o aceite que se liberen de los recortes debido a
variaciones en la permeabilidad de las formaciones.
• La viscosidad de los hidrocarburos y la presión del yacimiento de una forma a otra.
8.1.1.3.10 Porosidad visual y descripción litológica de los recortes de canal
Dentro de las propiedades almacenadoras de fluidos de las rocas, la porosidad tiene un lugar
primordial en el estudio del tipo de litología. Como bien se menciono en el Capítulo 2, las rocas
tienen 2 tipos principales de porosidad la cual puede ser observada ya sea bien por medio de un
microscopio petrográfico, o bien visualmente si los recortes de roca son lo suficientemente
grandes como para poder observarlos solo con la vista. La primera de ellas es la porosidad
primaria, que es la porosidad que conserva la roca desde el momento de su depositación, siendo
solo afectada por la compactación y enterramiento de los sedimentos, mientras que la porosidad
secundaria es la porosidad que adquieren las rocas posterior a su depósito y a la compactación ya
sea bien por fenómenos como la disolución, dolomitización, recristalización, fracturamiento no
tectónico, fracturamiento tectónico, etc. Por ello es que se emplea la descripción óptica de las
muestras físicas en mano (núcleos de perforación) y la experiencia proveniente del conocimiento
adquirido en campo en la identificación de los recortes de fondo para la identificación litológica de
las formaciones, cuya denominación es casi un sinónimo de petrología.
Las rocas carbonatadas son las más conocidas y las de mayor importancia económica al menos en
México, ya que el 95% de los yacimientos petroleros del país se localizan en rocas con
concentraciones de carbonatos como lo son las margas, calizas y las dolomías. Mediante un
meticuloso análisis de cada una de las propiedades físicas observables en el microscopio de las
muestras de roca, se puede lograr su identificación tomando en cuenta ciertos aspectos como:
• Tipo de roca: comprende su nombre y su relación con materiales accesorios.
• Porcentaje de roca
• Color: Este puede ser un efecto del conjunto de los colores de los granos o resultado del
color del cementante.
• Textura: Incluye el tamaño de grano, redondez y clasificación.
• Cementante.
• Presencia o ausencia de fósiles y accesorios.
• Estructuras sedimentarias.

331
• Porosidad visible e indicios de hidrocarburos (hidrocarburos en el lodo, olor,
impregnación, fluorescencia, natural y mineral, corte natural).
En cuanto a su aspecto litológico, esto define el perfil geológico del pozo metro a metro al indicar
el tipo de roca atravesada, sus características y clasificación, así como su potencial como roca
almacenadora de hidrocarburos con un alto grado de exactitud. Esto proporciona seguridad en las
operaciones de perforación, reduce los costos de perforación, indica la profundidad de los
cambios litológicos y/o formacionales y permite hacer recomendaciones sobre donde adquirir
núcleos y la realización de pruebas de producción solamente en los lugares de interés.
8.1.1.3.11 Determinaciones paleontológicas para correlaciones bioestratigráficas
Dentro de la identificación de las muestras de canal, se identifican también la presencia o ausencia
de fósiles marinos principalmente de aquellos que se encuentran en las rocas carbonatadas, ya
que estos permiten la realización de estudios de caracterización de yacimientos, estudios
estratigráficos y bioestratigráficas de correlación con otros pozos cercanos para la localización y
una reconstrucción estratigráfica de la zona.
8.1.1.4 Cálculo del tiempo de atraso
Con la finalidad de poder realizar el análisis de las muestras que se encuentran contenidas tanto
en el lodo de perforación como en los recortes de roca provenientes de fondo de pozo, y que
ambos correspondan a la profundidad atravesada en ese instante, es necesario que se cuente
previamente del tiempo que tardan en llegar dichas muestras a superficie (tiempo de atraso), o en
su defecto conocer el numero de emboladas de atraso totales necesarias para que las muestras de
lodo junto con los recortes lleguen a superficie. De esta manera, se puede decir que para conocer
el tiempo de atraso, es necesario que se tengan en cuenta varios parámetros importantes ya que
estos influyen notoriamente y pueden llegar a afectar el tiempo que tarden los recortes del fondo
para llegar a la superficie. Estos se enlistan a continuación.
• Tiempo de bajada: el tiempo de bajada puede ser definido como el tiempo que tarda el
lodo en circular desde las bombas de lodo hacia el agujero ya sea por el interior de la
tubería de perforación, o por el interior de las tuberías de revestimiento (en el caso de que
se realice por medio de circulación inversa del lodo), hasta llegar al fondo de la
perforación en donde se localiza la barrena. Este parámetro se encuentra además en
función del diámetro interior de la tubería de perforación (TP), del desplazamiento de la
bomba, de la bomba (puede ser dúplex o triplex), de la profundidad del pozo, y de la
velocidad de bombeo en emboladas por minuto (emb/min o EMP) (Figura 8.8).
• Embolada: una embolada, dependiendo mucho del tipo de bomba que se esté utilizando
(ya sea una bomba dúplex o una triplex), puede ser definida como el movimiento de
avance y retroceso que realizan los pistones dentro de la camisa de la bomba de lodo por

332
cada ciclo, considerándose un ciclo completo el avance y retroceso del pistón hasta llegar
a su posición inicial (Figura 8.8).
• Desplazamiento de lodo: el desplazamiento del lodo por otro lado, es el volumen de fluido
que es impulsado por la bomba en cada ciclo, el cual depende directamente del diámetro
interior de la camisa o linner (D) en pulgadas y de la distancia o recorrido que realiza el
pistón (L) en el interior de camisa (o longitud de carrera) igualmente en pulgadas para
completar el ciclo (Figura 8.8). Generalmente se expresa en unidades de litros por
embolada (lts/emb).
• Gasto de la bomba: el gasto de la bomba se define como la cantidad total de lodo que es
enviada hacia el agujero por medio del bombeo mecánico de los pistones de la bomba en
una unidad de tiempo. Además se encuentra íntimamente relacionado con la cantidad de
emboladas y la velocidad con la que se mueven los dispositivos de succión o admisión e
inyección o descarga de lodo. Generalmente se expresa en unidades de litros por minuto
(lts/min), galones por minuto (gal/min) y metros cúbicos por minuto (m3
/min).
• Espacio anular: el espacio anular es la distancia concéntrica que se encuentra alrededor de
la tubería de perforación, limitada en su porción interior por el diámetro exterior de la
tubería de perforación y en la parte exterior por el diámetro interior de las tuberías de
revestimiento y por el diámetro del agujero formado por la roca perforada.
• Capacidad anular: la capacidad anular es la cantidad de volumen que puede circular entre
2 tubos en una unidad de longitud (m), uno será de mayor longitud y uno de menor
longitud y se expresará en unidades de litros por metro (lts/m).
• Volumen anular: el volumen anular es la cantidad de espacio existente entre el diámetro
interior de las tuberías de mayores dimensiones y el diámetro exterior de una tubería (en
este caso la tubería de perforación) que se encuentra dentro del tubo mas grande,
multiplicado por la longitud de todo el intervalo. Se expresa en unidades de litros (lts).
Con el objeto de que los análisis de las muestras de lodo y de los recortes de fondo de pozo, sean
correspondientes a la profundidad de donde provengan las muestras, se requiere conocer el
tiempo que tardan los recortes en llegar a superficie conociendo y utilizando el desplazamiento y
gasto de la bomba provengan de lodo. De esta manera, se podrá realizar una definición mucho
más formal sobre el significado del tiempo de atraso y porque es de vital importancia su
conocimiento dentro de los registros de hidrocarburos.
El tiempo de atraso suele definirse como el tiempo que tardan en llegar los recortes junto con el
lodo desde el fondo de pozo hasta la superficie por medio del espacio anular, o en su defecto, la
cantidad de fluido que debe ser bombeado para que tanto el lodo como los recortes
correspondientes a la profundidad de donde provienen, sean recuperadas a tiempo de las

333
temblorinas, para su posterior análisis dentro de las unidades de registros de hidrocarburos. El
tener un buen monitoreo de dicho tiempo en el registro, es primordial en los pozos exploratorios
ya que un correcto control sobre la recolección de muestras, permitirá tener un mejor apoyo
dentro de los estudios geológicos que son indispensables para tener un control estratigráfico
detallado de las formaciones. A partir de esto se puede obtener la edad de las rocas, el tipo de
porosidad que éstas presentan, su permeabilidad, el tipo de ambiente de depósito donde fueron
alojados los sedimentos, etc.
Existen diferentes maneras de controlar el tiempo de atraso:
• Colocando un pedazo papel celofán en la entrada del lodo y tomando el tiempo que tarda
en salir a la temblorina con un gasto de bomba constante (TVR).
• Colocando un bache de gas en la entrada del lodo y éste se detectará a su salida.
• Matemáticamente.
• Por medio de las emboladas de atraso.
Figura 8.8.- Esquema que muestra cuales son los parámetros de perforación más importantes
en el cálculo del tiempo de atraso de los recortes provenientes de fondo de pozo, o en su caso,
las emboladas de atraso dentro de los registros de hidrocarburos.

334
Sin embargo, ya que la cantidad de lodo que es bombeada dentro del agujero incrementa al
mismo tiempo que se encuentra incrementando la profundidad del agujero y las dimensiones del
mismo, es necesario también tomar en cuenta dichos factores para poder ir corrigiendo en tiempo
real el tiempo de atraso del lodo. Por ello, se debe tener conocimiento de las dimensiones y
profundidad total del pozo (ya sea vertical u horizontalmente), las dimensiones exteriores e
interiores así como también las longitudes de las secciones de tubería de perforación y de las
tuberías de revestimiento (TR) que se estén utilizando y las dimensiones de la barrena, esto para
poder calcular con precisión el volumen de lodo que se encuentre circulando por las diferentes
secciones de pozo.
8.1.1.4.1 Cálculo analítico del tiempo de atraso
Existen varios métodos para obtener el tiempo de atraso o emboladas de atraso de los recortes de
fondo que vienen incorporados al lodo de perforación, cuya aplicación dependerá en gran medida
de la geometría del agujero. El primero de ellos es el “método del viaje redondo” que se define
como el tiempo que tarda el lodo en circular por el interior de la tubería, hasta el fondo del
agujero y retornar nuevamente a la superficie por medio del espacio anular. Su aplicación se da
principalmente en aquellas perforaciones “de diámetros muy grandes” (con diámetros de
barrenas de 24”, 18 ½”, 17 ½”, y 14 ¾”), de manera que en dichos casos no existirá una buena
estabilidad del pozo debido a una gran cantidad de derrumbes. Por ello, se procede primero a
calcular el tiempo de bajada (TB) mediante la Ecuación 8.1 TB = (VTS / G), en donde VTS será el
volumen total de la sarta de perforación en el agujero, y G el gasto de la bomba. Otra manera de
obtener el tiempo de bajada se logra ahora utilizando las emboladas de bajada, quedando
expresada la Ecuación 8.2 como EB = (TB * EPM) de donde se despeja TB, quedando la Ecuación
8.3 como TB = (EB / EPM), siendo EB las emboladas de bajada y EPM la velocidad de bombeo en
emboladas por minuto.
Ya que se conoce el tiempo de bajada, se procede a conocer el tiempo de viaje de retorno o TVR
utilizando el método del papel celofán, que consiste en introducir papel celofán en el lodo al
interior de una tubería, anotando y observando cuando la hora en que este se deja, y el tiempo
que tardará en reaparecer en las temblorinas. Como ya se tendrán los datos del tiempo de viaje de
retorno (TVR) y del tiempo de bajada (TB), se puede conocer el tiempo de atraso utilizando ambos
datos por medio de la ecuación 8.4
𝑻𝑨 = 𝑻𝑽𝑹 − 𝑻𝑩
El método del viaje redondo es fácil de calcular, pero en la práctica es difícil de usar ya que si se
suspende la circulación en algún momento, sin terminar el ciclo completo, o bien se cambias las
condiciones de bombeo, entonces será muy complicado llevar un registro adecuado de la cantidad
de tiempo perdido. Esto permite que su utilidad sea más para poder corregir el tiempo de atraso
cuando el agujero se encuentre muy dañado ya que indicará el valor real del tiempo de atraso al
no considerar al agujero como un cilindro perfecto.
Ecuación 8.4.

335
Por otro lado, el segundo método utilizado para obtener el tiempo de atraso se denomina
“método del volumen anular”, y consiste en obtener el volumen de fluido que circula sobre el
agujero cuando más del 50% de este se encuentra entubado y los diámetros de las barrenas son
menores (de 8”, 8 ½”, 6”, 6 ½”, etc.) en comparación con el método anteriormente descrito. Para
este caso, se calcula el volumen del espacio anular por secciones a lo largo de todo el agujero, y
dado que la gran mayoría de las perforaciones a nivel mundial son realizadas utilizando tuberías de
revestimiento de distintos diámetros y longitudes, así como también las tuberías de perforación
(perforaciones telescópicas), es necesario que se calcule el volumen anular (VA) de cada sección de
tubería, que es básicamente la capacidad anular de dicho intervalo, quedando expresada en litros
por medio de las Ecuaciones 8.5 y 8.6:
𝑽 𝑨 = 𝟎. 𝟓𝟎𝟔𝟕 �𝑫 𝟐
− 𝒅 𝟐 � 𝒙 𝑳𝒐𝒏𝒈𝒊𝒕𝒖𝒅 𝒅𝒆 𝒍𝒂 𝒔𝒆𝒄𝒄𝒊ó𝒏 [𝑳𝒊𝒕𝒓𝒐𝒔]
𝑽 𝑨𝑻 = � 𝑽 𝑨𝒏
∞
𝒏=𝟏
Donde:
VA = volumen anular ocupado por el lodo en una sección de tubería.
D = diámetro del agujero descubierto o diámetro interior de cada una de las secciones de las
tuberías de revestimiento.
d = diámetro exterior de las secciones de tubería de perforación.
VAT = volumen anular total que puede ser ocupado por el lodo de perforación.
Se procede posteriormente a obtener el desplazamiento de la bomba (De) y el gasto de la bomba
(G) por medio de las Ecuaciones 8.7, 8.8, 8.9 y 8.10 conociendo primeramente el tipo de bomba
con el cual está trabajando el lodo, así como los datos mecánicos de los componentes de la bomba
como lo son el diámetro de la camisa o linner de la bomba (D), el diámetro del vástago (d), la
longitud de recorrido del vástago (L) y la velocidad de bombeo en emb/min, de manera que
quedaran expresadas de la siguiente manera para bombas dúplex y bombas triplex.
Para bombas duplex queda:
𝑫𝒆 = 𝟎. 𝟎𝟐𝟓𝟕𝟒 × ��𝟐𝑫 𝟐
× 𝒅 𝟐� × 𝑳� × 𝑬𝒇𝒊𝒄𝒊𝒆𝒏𝒄𝒊𝒂 �
𝑳𝒊𝒕𝒓𝒐𝒔
𝒆𝒎𝒃𝒐𝒍𝒂𝒅𝒂
�
𝑮 = 𝑫𝒆 × 𝑽𝒆𝒍𝒐𝒄𝒊𝒅𝒂𝒅 𝒅𝒆 𝒃𝒐𝒎𝒃𝒆𝒐 �
𝒎𝒊𝒏𝒖𝒕𝒐
�
Para bombas triplex queda:
𝑫𝒆 = 𝑫 𝟐
× 𝑳 × 𝟎. 𝟎𝟑𝟖𝟔 × 𝑬𝒇𝒊𝒄𝒊𝒆𝒏𝒄𝒊𝒂 𝒅𝒆 𝒍𝒂 𝒃𝒐𝒎𝒃𝒂 �
𝒆𝒎𝒃𝒐𝒍𝒂𝒅𝒂
�
𝑮 = 𝑫𝒆 × 𝑽𝒆𝒍𝒐𝒄𝒊𝒅𝒂𝒅 𝒅𝒆 𝒃𝒐𝒎𝒃𝒆𝒐 �
𝒎𝒊𝒏𝒖𝒕𝒐
�
Ecuación 8.5.
Ecuación 8.7.
Ecuación 8.8.
Ecuación 8.9.
Ecuación 8.10.
Ecuación 8.6.

336
Conociendo el volumen anular total del espacio anular (VAT), el desplazamiento y el gasto de la
bomba por minuto, se puede calcular el tiempo que se requiere para desplazar el volumen del
lodo del espacio anular por medio de la Ecuación 8.11, siendo equivalente al tiempo de atraso.
𝑻𝑨 =
𝑽𝒐𝒍𝒖𝒎𝒆𝒏 𝒂𝒏𝒖𝒍𝒂𝒓 𝒕𝒐𝒕𝒂𝒍
𝑮𝒂𝒔𝒕𝒐 𝒅𝒆 𝒍𝒂 𝒃𝒐𝒎𝒃𝒂
[𝒎𝒊𝒏𝒖𝒕𝒐𝒔]
Conociendo el tiempo de atraso, es posible determinar las emboladas de atraso mediante las
Ecuaciones 8.12 y 8.13.
𝑬𝑨 =
𝑻𝒊𝒆𝒎𝒑𝒐 𝒅𝒆 𝒂𝒕𝒓𝒂𝒔𝒐
𝑽𝒆𝒍𝒐𝒄𝒊𝒅𝒂𝒅 𝒅𝒆 𝒃𝒐𝒎𝒃𝒆𝒐
[𝑬𝒎𝒃𝒐𝒍𝒂𝒅𝒂𝒔 𝒅𝒆 𝒂𝒕𝒓𝒂𝒔𝒐]
𝑬𝑨 =
𝑽𝒐𝒍𝒖𝒎𝒆𝒏 𝒂𝒏𝒖𝒍𝒂𝒓
𝑫𝒆𝒔𝒑𝒍𝒂𝒛𝒂𝒎𝒊𝒆𝒏𝒕𝒐 𝒅𝒆 𝒍𝒂 𝒃𝒐𝒎𝒃𝒂
[𝑬𝒎𝒃𝒐𝒍𝒂𝒅𝒂𝒔 𝒅𝒆 𝒂𝒕𝒓𝒂𝒔𝒐]
En ambos métodos lo más recomendable al querer utilizar uno u otro para realizar la recolección
de muestras correspondientes a los intervalos de interés, el cálculo o corrección del tiempo del
tiempo de atraso debe efectuarse por recomendación cada 50 m, cuando cambie la velocidad de
bombeo, cuando modifiquen las dimensiones de la bomba de lodo o la geometría del agujero.
Mientras que en la práctica, el tiempo de atraso (TA) se puede verificar en algunas de las
siguientes situaciones:
• Cuando se presenta una variación considerable en la velocidad de perforación.
• Cuando se coloca un tapón de cemento en el fondo del agujero.
• Cuando se rebaja el tapón de hule de desplazamiento después de cementada una TR.
• Cuando se presenta un “quiebre” en la velocidad de perforación, y después de circular se
observa la presencia de algún fluido de formación.
8.1.1.5 Ventajas y aplicaciones del registro de hidrocarburos
El registro de hidrocarburos como se ha mencionado con anterioridad, tienen funciones esenciales
dentro de las labores de perforación exploratorias ya que es una de las herramientas más útiles en
la identificación de zonas de presiones anormales, control de la magnitud de las manifestaciones
de hidrocarburos, auxilian en la identificación de zonas potencialmente productoras de
hidrocarburos, así como brindar seguridad para todo los equipos, maquinaria y personal que
labora en las torres y plataformas petroleras del país.
Para poder tener una mejor comprensión de las ventajas que brinda el registro de hidrocarburos,
podemos dividir sus funciones dentro de 3 grupos principales: seguridad, ecología y economía.
• Seguridad: los registros de HC´S ayudan en la detección y ubicación de las profundidades
de todas y cada una de las acumulaciones de hidrocarburos y/o de cualquier fluido de
Ecuación 8.11.
Ecuación 8.12.
Ecuación 8.12.

337
formación. Son también de utilidad en la evaluación de geopresiones, lo que auxilia en la
predicción de zonas de máxima presión de formación. Monitorea constantemente la
presencia de combustibles y gases tóxicos que podrían causar graves daños de salud a la
gente que labora en el pozo. Permiten estar monitoreando constantemente los niveles
del lodo de perforación en las presas de lodo, esto para detectar con ello las posibles
pérdidas o ganancias de los fluidos provenientes de las formaciones.
• Economía: durante las labores de perforación, toda operación que involucre la realización
de actividades que demoren el programa de perforación, implica elevar muchísimo el
costo de las actividades a realizar. De manera que, contando con el registro de HC´S, se
permitirá poder minimizar los costos y los tiempos programados ya que solo se realizarán
las labores que sean estrictamente necesarias y la mejor toma de decisiones en tiempo
real. Algunas otras de las funciones que tiene económicamente son por ejemplo el
detectar oportunamente las zonas de altas presiones, evitando tener que asentar las
tuberías de revestimiento en formaciones donde no sea indispensable. Sirve como apoyo
en la recomendación sobre el corte de núcleos de fondo o de pared para la realización de
estudios característicos de yacimientos (estratigráficos, paleontológicos etc.) y de
cualquier tipo de fluido que puedan alojar. Ayuda a eliminar la posibilidad de abandonar
pozos potencialmente productores, así como también como fuente de correlación junto
con los registros eléctricos de pozos, optimizando así los costos de perforación.
• Ecología: Durante la perforación, pueden haber casos en que se esté aportando fluido a las
presas de lodo al perderse el balance entre presión hidrostática y la presión de las
formaciones, ocasionando que se incremente el volumen de lodo en las presas y que este
pueda derramarse y/o contaminar el entorno ecológico de la zona de perforación,
especialmente si son fluidos con derivados de hidrocarburos. Del mismo modo, si se
llegase a presentar un descontrol del pozo y que este lleve consigo cantidades de H2S, su
presencia en la atmósfera y en el ambiente a los alrededores es sumamente corrosivo y
contaminante de la flora y la fauna del lugar.
Se puede decir que cada una de las curvas del registro de hidrocarburos representa un perfil
cualitativo de los cambios en las características de las formaciones que están siendo recortadas
por la barrena, de tal manera que por medio de la interpretación de las curvas se pueden realizar
interpretaciones de utilidad al presentarse variaciones en los parámetros de perforación. De entre
todas, las curvas principales en el registro destacan: la velocidad de perforación, la columna
litológica, gas en el lodo, gas en los cortes, fluorescencia y conductividad.
Sin embargo, los parámetros de perforación en tiempo real son todos los siguientes: profundidad
total, profundidad de la barrena, velocidad de perforación, carga en el gancho, peso sobre la
barrena, presión de bomba, torque de la rotaria, revoluciones de la rotaria, emboladas totales,
gasto de la bomba, gas total, flujo de salida, volumen total en presas, temperatura de entrada y de
salida del lodo de perforación, y la conductividad de entrada y de salida del lodo.

CAPÍTULO 8.- REGISTROS DURANTE LA PERFORACIÓN 8.2 MWD
338
8.2.1 Mediciones durante la perforación (MWD, Measurement While Drilling)
A medida que las perforaciones petroleras se volvían cada vez más complejas al incrementarse el
número de pozos que están siendo perforados por medio de tecnologías horizontales o bien
direccionales, del mismo modo la recopilación de información por medio de los registros se tenían
que adaptar e improvisar a la par ante tales condiciones de perforación. De esta manera, fue como
surgieron gracias a los avances en el desarrollo tecnológico de los circuitos integrados, un nuevo
sistema de registros denominado MWD o mediciones durante la perforación (Measurement While
Drilling por sus siglas en inglés).
Las herramientas tipo MWD son un tipo de registros que comenzaron a ser desarrollados a finales
de los años 70´s para medir las propiedades relacionadas con la perforación, al permitir la
incorporación de herramientas de registros que realizan las mediciones del agujero, de las
formaciones y de fondo de pozo, sobre la sarta de perforación en tiempo real. Esta nueva
tecnología permitió que se pudieran obtener por primera vez, mediciones tales como un rayos
gamma (GR), dirección del agujero (inclinación y azimut), cara de la herramienta (la dirección en la
cual apunta la barrena), presión y temperaturas de fondo, tipos de vibraciones, golpeteos, peso
ejercido sobre la barrena WOB (Weight Over Bit por sus siglas en inglés), torque de la herramienta,
velocidad de perforación, volúmenes de flujo de lodo, etc., y que toda esta información se
mandara a superficie en tiempo real. Esto le permitía a los perforadores y a los ingenieros en
perforación por primera vez, poder monitorear las condiciones de perforación, así como vigilar el
desempeño de la perforación en el fondo de pozo en tiempo real, de manera que se pudieran
tomar las mejores decisiones con la información obtenida para mejorar las condiciones de
perforación.
Entender cómo funciona el sistema de las herramientas MWD es muy similar a lo que ocurre con
un piloto aviador. Este necesita conocer la dirección en la que vuela, el ángulo de vuelo, y las
condiciones meteorológicas por las que se estará sobrevolando, del mismo modo en que un
perforador direccional o un ingeniero en perforación necesita conocer las condiciones del
subsuelo por las cuales se está atravesando con la barrena. Por ello, se puede decir que la
tecnología MWD nació para ese propósito, ya que “se encuentra relacionada específicamente para
dirigir la posición del pozo (la inclinación y el azimut que toma la perforación)”, mediciones
esenciales dentro de las operaciones de perforación direccional, lo que a su vez resulta de suma
importancia en las labores de ajuste de las trayectorias de los pozos direccionales, esto para
además dar veracidad a la información geológica proveniente de los registros LWD (Logging While
Drilling, subcapítulo 8.3), y los registros de hidrocarburos (subcapítulo 8.1).
Antes de que existiera la tecnología de las herramientas MWD, estas mediciones eran realizadas
en secuencias de tiempo (o fases) a lo largo de las labores de perforación, lo que repercutía
negativamente en los tiempos y costos de perforación. Pero una vez que se fue implementando la
tecnología de las herramientas MWD dentro de las labores de perforación en pozos direccionales
y horizontales, las mediciones adquiridas podrían ser ahora almacenadas dentro de un cartucho

339
electrónico alojado en el interior de la herramienta y posteriormente ser llevado a superficie para
su análisis, o bien, varias de estas mediciones pueden ser ahora transmitidas digitalmente a la
superficie en tiempo real utilizando avanzadas tecnologías de transmisión de datos, como lo es la
telemetría de pulsos en el lodo de perforación, tuberías de perforación cableadas, o bien, algún
otro medio de transmisión avanzado como lo es el uso de frecuencias electromagnéticas (EM).
Una vez en superficie, la decodificación de las señales de la MWD puede ser realizada in situ o ser
transmitida a algún laboratorio o instalación cercana, en donde los ingenieros encargados de las
herramientas evaluarán la información obtenida, e informarán de los resultados a los ingenieros
de pozo. Esto permite ahora que todas las perforaciones ya sean en tierra o en mar, puedan ser
llevadas con mayor seguridad, con mayor rapidez, y con un gran grado de confiabilidad.
8.2.1.1 Principio de medición de las herramientas MWD
Las herramientas MWD nacieron principalmente por la necesidad que existía de adquirir registros
en perforaciones tipo direccionales y desviadas, así como también por la necesidad de poder
contar con un método de monitoreo que permitiera evaluar y monitorear, o en algún caso corregir
la dirección que adquiere el pozo durante la perforación. Se puede decir que fue principalmente
debido a las limitantes que tenían las herramientas convencionales, que se dio el origen de las
herramientas MWD, ya que una vez que un agujero excede los 60° de desviación, las herramientas
convencionales ya no logran ser deslizadas con facilidad a través del agujero debido al gran ángulo
de desviación que adquiere la perforación, provocando que las herramientas no logren registrar la
información de las formaciones, volviéndose por lo tanto, ineficientes en este tipo de condiciones
de perforación.
Sin embargo, el comienzo de su aplicación seria se dio hasta poco después de años 80´s,
principalmente para superar los obstáculos de las perforaciones que se realizaban con ángulos de
desviación demasiado grandes (mayores a 60°), donde las herramientas se encuentran
incorporadas en un solo modulo dentro del sistema direccional de la sarta de perforación, y como
parte del sistema de fondo BHA (Bottom Hole Assembly), muy cerca de donde se encuentra la
barrena y el sistema de perforación.
Las herramientas tipo MWD generalmente se encuentran montadas dentro de un mandril sellado
en los drill collar de la sarta de perforación (un drill collar es una sección de herramienta alojada
en la sarta o tubería de perforación, que sirve para darle peso y estabilidad a la barrena), o bien,
también pueden estar construidas directamente sobre los drill collar como una sección del mismo
(semipermanente), de manera que puede ser también de utilidad como medio de comunicación
para el sistema rotatorio de direccionamiento RTSs (Rotary Steering Tools). El proveer de la
posición del agujero (inclinación y azimut del pozo), información de las condiciones de barrenación
y el direccionamiento de la perforación, es algo muy común dentro de los procesos de
geodireccionamiento de las herramientas MWD que se encuentran constituidas por medio de
giroscopios, magnetómetros y acelerómetros para obtener las condiciones de inclinación y azimut
de las perforaciones en cierto intervalo de profundidad. Esto permite que sea posible posicionar

340
las perforaciones de acuerdo a las condiciones geológicas obtenidas por medio de la información
de la MWD, aunque ahora también es posible realizarlo por medio de herramientas de video de
pozo.
Sin embargo, debido a los altos costos de operabilidad que se tienen para implementar este tipo
de servicio en los pozos petroleros, su aplicación generalmente no se da en pozos verticales o en
pozos que tienden a ser verticales. Por ello, su función principal radica específicamente a ser un
apoyo dentro de las labores de perforación direccional y horizontal, esto para ayudar además a los
operadores e ingenieros de perforación direccional, a no estar perforando o no estar cruzando
áreas que no se encuentren autorizadas, a saber en qué dirección se encuentra perforando, así
como poder reconocer los sistemas de esfuerzos mientras se realizan los direccionamientos. Esta
práctica se ha vuelto muy común y constituye una de las aplicaciones principales en pozos en
tierra y en mar donde los costos de operación son directamente absorbidos por los tiempos de
perforación, así como por las consideraciones de estabilidad que otro tipo de servicios no brindan.
8.2.1.2 Diseño de las herramientas MWD
Todas las herramientas MWD al igual que las LWD, se encuentran constituidas en forma general
por 4 secciones esenciales:
• Sección de sensores: ésta se encarga de la toma de registros.
• Sección de interfaces: aquí se codifican las mediciones obtenidas por lo sensores y se
mandan a la sección de transmisión.
• Sección de transmisión: en ésta se envían los datos a superficie ya sea por medio de
pulsos en el lodo, frecuencias electromagnéticas o por medio de la tubería de
revestimiento que se encuentra cableada.
• Equipo de superficie: aquí los ingenieros se encargan de analizar e interpretar los datos en
tiempo real.
8.2.1.2.1 Tipo de información obtenida
Tanto las herramientas MWD como las LWD utilizadas ambas en conjunto o bien de forma
individual, permiten obtener ciertos parámetros de las formaciones en el momento en que se
encuentra perforando un pozo, logrando con ello que las labores de geodireccionamiento puedan
ser llevadas a cabo mediante el análisis del tipo de formación que se esté atravesando con la
barrena, al permitir que la perforación sea más enfocada al análisis de dichos parámetros, en vez
de solo ir tras el objetivo de la perforación.
Toda esta información es mandada a superficie en tiempo real por medio de sistemas de
transmisión muy avanzados, y son graficadas las propiedades de las formaciones de la misma
manera en que son graficadas por las herramientas convencionales, pero con la particularidad de
que las mediciones de la MWD se realizan en tiempo real. Por ejemplo, las herramientas MWD

341
que se encargan de la medición de los parámetros de las formaciones tales como su resistividad,
porosidad, velocidad de cizallamiento (sónico) y rayos gamma, se encuentran definidas como
herramientas tipo LWD (o registros durante la perforación). Mientras que las principales
herramientas MWD se centran más en la medición de la inclinación y azimut del agujero en las
labores de geodireccionamiento en las perforaciones direccionales.
Sabiendo esto se podría decir que las MWD no son más que una extensión de las herramientas
LWD, pero con la gran diferencia que las primeras se enfocan más en el análisis de las condiciones
mecánicas internas del pozo, la dirección que se genera en el mismo (velocidades de perforación,
peso sobre la barrena, presiones y temperaturas de fondo etc.) y de los fluidos contenidos en el,
mientras que las herramientas LWD se enfocan mas a analizar los parámetros formacionales como
lo son su resonancia magnética nuclear (los fluidos contenidos en las formaciones), rayos gamma
(grado de arcillocidad de las formaciones), sónico (velocidades de corte y cizallamiento de la
rocas), potencial natural (identificación de intervalos permeables), etc.
Las ventajas más sobresalientes que se pueden mencionar con respecto al uso de las herramientas
MWD se pueden enumerar de la siguiente manera:
• Permiten una considerable reducción de tiempos de perforación y costos de operación.
• Se pueden realizar las tomas de decisiones con mayor seguridad.
• Se mejora ampliamente la productividad en pozos horizontales.
• Puede beneficiar para realizar labores de producción de forma anticipada.
8.2.1.2.2 Métodos de transmisión de datos de las herramientas MWD
Los métodos de transmisión más utilizados en la industria petrolera por la gran mayoría de las
herramientas MWD varían de compañía a compañía, sin embargo, todas funcionan de la misma
manera, que consiste en un cifrado digital de las mediciones obtenidas por la MWD, las cuales
bien pueden ser almacenadas dentro de las herramientas en un cartucho electrónico dentro del
drill collar (algo similar a un disco duro dentro de la herramienta), ser transmitidas y recogidas en
superficie por medio de un sistema wirleine, o bien, también existen herramientas que tienen la
habilidad de recuperar las mediciones una vez que la sarta de perforación se retira del agujero ya
sea por daños en el sistema de transmisión de la herramienta, o cuando se va a realizar algún
procedimiento de revestimiento o cementación.
Una vez que se encuentra codificada la información de las MWD, es llevada a superficie en tiempo
real por medio de avanzados sistemas de transmisión de datos que le permiten a los ingenieros en
perforación direccional, el poder continuar con la perforación, o modificar la trayectoria si llegase
a ser necesario. Estos 3 métodos principales son los siguientes:
• Telemetría de pulsos en el lodo de perforación.
• Telemetría electromagnética.

342
• Tuberías de perforación con cableados eléctricos.
8.2.1.2.2.1 Telemetría de pulsos en el lodo de perforación
La telemetría de pulsos es el método de transmisión de datos más utilizado dentro de las
herramientas MWD. En el fondo del pozo se encuentra localizada una válvula que se cierra y
restringe el flujo del lodo de perforación de acuerdo a la información que va a ser transmitida, de
tal manera que se crean fluctuaciones de presión en el lodo de perforación, que serán
representativas de las condiciones presentes en el agujero. El método consiste en la evaluación de
dichas fluctuaciones de presión que son generadas y propagadas a través del lodo de perforación,
y que son recibidas en superficie donde sensores de presión se encargarán de procesar las señales
por medio de computadoras, para reconstruir la información del agujero (Figura 8.9). Esta
tecnología de transmisión se encuentra disponible en 3 distintas variedades:
• Pulsos positivos: produce incrementos de presión que pueden ser detectados en
superficie.
• Pulsos negativos: produce decrementos de presión que pueden ser detectados en
superficie.
• Ondas continuas: una válvula rotatoria llamada modulador, genera fluctuaciones
sinuodales continuas de presión en el lodo al abrir y cerrar gradualmente la válvula,
cambiando la fase de la señal (su frecuencia) y detectando estos cambios en superficie.
Figura 8.9.- Representación de cómo es llevado a cabo el método de transmisión por medio de
telemetría de pulsos en el lodo de perforación (Modificado de apuntes de clase de Registros
Geofísicos de Pozos, 2010).

343
8.2.1.2.2.2 Telemetría electromagnética
Las herramientas MWD que utilizan este tipo de tecnología de transmisión de datos, se
encuentran constituidas por medio de un aislante eléctrico dentro de la sarta de perforación. Para
transmitir la información, la herramienta MWD genera una diferencia de voltaje entre la porción
superior de la herramienta (por encima del aislante eléctrico) y la porción inferior de la misma
(que es donde se encuentra la barrena así como otras herramientas por debajo del aislante
eléctrico). Mientras que en superficie, un cable es acoplado a la cabeza del pozo, que a su vez hace
contacto con la sarta de perforación, y un segundo cable es unido a una varilla que se coloca un
poco alejada de la torre de perforación, ésta para hacer tierra. De esta manera la cabeza de pozo y
la varilla de tierra, actuarán como 2 electrodos de una antena dipolo, logrando que la diferencia de
voltaje medida entre ambos electrodos, sea la señal recibida a decodificar.
Comparada con la telemetría de pulsos de lodo de perforación, la telemetría de pulsos
electrónicos es mucho más eficaz para ciertos tipos de situaciones, tales como perforaciones
sobrebalanceadas, o cuando se tienen lodos aireados en el agujero. Sin embargo, su única gran
desventaja se da cuando las perforaciones son muy profundas (mayores a 1000 m) o cuando las
resistividades de las formaciones sean menores a 1 ohm*m, provocando que la señal se pueda
perder rápidamente en ciertos tipos de formaciones.
8.2.1.2.2.3 Tuberías de perforación cableadas
Estos sistemas se encuentran constituidos actualmente por cableados eléctricos dentro de cada
uno de los componentes de las tuberías de perforación, permitiendo que sea posible llevar las
señales eléctricas a superficie de una manera mucho más directa que los 2 métodos anteriores.
8.2.1.2.2.4 Telemetría moderna
Con el fin de mejorar cada vez más la transmisión de datos a superficie en tiempo real, la
compañía Schlumberger desarrollo una plataforma telemétrica de alta velocidad denominada
Orion. Esta nueva plataforma permite la transmisión y recepción de los datos de fondo de pozo 4
veces más rápidamente que con la telemetría de pulsos en el lodo de perforación, con lo que se
puede lograr tener hasta 25 curvas de registros cada 6 pulgadas en tiempo real en comparación
con las técnicas mencionadas con anterioridad. Este sistema se denomina Telescope por parte de
Schlumberger, y es combinada con una nueva familia de servicios Scope MWD y LWD como el
Ecoscope, Periscope y el StethoScope.
8.2.1.3. Principales herramientas MWD utilizadas
Por ser la compañía Schlumberger la principal generadora de tecnología en este sentido, nos
enfocamos a los servicios MWD que maneja la compañía. Estos se mencionan a continuación:

344
• Telescope: este servicio proveé de información que permite optimizar el posicionamiento
del pozo, mejora la eficiencia y reduce los riesgos de perforación y permite incrementar la
producción.
• Powerpulse: el sistema telemétrico del servicio Powerpulse permite tener un continuo
monitoreo de la inclinación y azimut del pozo, así como algunas mediciones adicionales
como un rayos gamma, análisis de vibraciones y peso sobre la barrena, etc. utilizando
como método de trasmisión las ondas continuas de lodo.
• Impulse MWD: la plataforma integrada de este servicio permite obtener un rayos gamma y
mediciones de resistividad, así como la dirección e inclinación del agujero en tiempo real.
Esta información es almacenada y transmitida a superficie por medio de telemetría
electromagnética.
• Slimpulse: este servicio provee de mediciones continuas sobre la dirección e inclinación
del agujero (D&I), así como un rayos gamma en tiempo real en condiciones extremas de
fondo de pozo.
• E-pulse XR: este servicio permite obtener en tiempo real la información necesaria para
mejorar el control direccional de los pozos, así como su colocación utilizando telemetría
electromagnética como medio de transmisión.
• Gyropulse MWD: este sistema ofrece mediciones simultáneas en tiempo real giro-
orientadas, así como mediciones magnéticas convencionales en una sola corrida dentro
del agujero.
• Pathfinder RADAR Ranging service: el análisis en tiempo real de las condiciones de
perforación y de servicios avanzados de pozo, es una solución de la Pathfinder para poder
obtener el azimut de las perforaciones en áreas donde se tengan interferencias
magnéticas, y permite poder tener un posicionamiento cercano y preciso en agujeros
paralelos.
• Pathfinder MWD: el servicio Pathfinder MWD proveé de mediciones continuas sobre la
inclinación y azimut para la perforación de pozos direccionales y horizontales, así como
también para operaciones de cambios de herramientas.
• SURVIVOR HPHT MWD: el servicio de las herramientas SURVIVOR HPHT MWD, proveé de
mediciones direccionales así como de mediciones de la cara de la herramienta en tiempo
real para el geodireccionamiento de los agujeros. Tienen además la gran ventaja de poder
ser operadas en temperaturas por encima de los 175 °C, y en presiones superiores a los
25,000 PSI (de ahí el HPHT que significa High Pressures High Temperatures o altas
presiones y altas temperaturas).

CAPÍTULO 8.- REGISTROS DURANTE LA PERFORACIÓN 8.3 LWD
345
8.3.1 Registros durante la perforación (LWD, Logging While Drilling)
Existen un gran número de razones por las cuales las principales empresas petroleras del mundo
se dedican a perforar pozos que tengan alguna desviación con respecto a la vertical. Algunas de
estas pueden ser por ejemplo, realizar perforaciones múltiples desde la superficie para evitar
ciertos rasgos geológicos como por ejemplo la presencia de domos salinos en el subsuelo, o bien,
puede ser también para maximizar el área lateral de algún yacimiento realizando perforaciones
paralelas a éste (perforaciones horizontales), logrando de esta manera el poder aumentar
significativamente las reservas. Fue debido a estas grandes innovaciones en las tecnologías de
perforación que surgió la tecnología de las herramientas LWD a la par junto con los registros MWD
a principios de la década de los 80´s. Originalmente la técnica LWD surgió como un complemento
de la tecnología que rige a las herramientas MWD para completar o reemplazar total o
parcialmente las operaciones realizadas por los registros convencionales operados por cable
(wireline). El uso de las herramientas LWD al igual que las herramientas MWD se da
principalmente en agujeros que tienen altos ángulos de desviación o en perforaciones tipo
horizontales donde auxilian en las labores de geodireccionamiento, así como también para
obtener mediciones de los parámetros de las formaciones en aquellas situaciones donde las
herramientas convencionales no lo consiguen (Figura 8.10).
El método de adquisición de ambos registros es muy similar, pero con grandes diferencias ya que
los registros MWD se centran más a la obtención de los parámetros que influyen en las
condiciones de perforación, tales como la desviación, inclinación y profundidad del agujero a
medida que éste se encuentra perforando, mientras que los registros LWD por otro lado van más
encaminados a la medición de los parámetros geológicos de fondo de pozo tales como la
resistividad de las formaciones, densidad, factor fotoeléctrico, tiempo de tránsito de las ondas
compresionales, rayos gamma, etc. de las formaciones, pero con la gran ventaja de que dicha
información es obtenida en tiempo real a medida que se está perforando el agujero. Además, una
gran particularidad de las herramientas LWD consiste en que generalmente la gran mayoría vienen
en familias de tamaños (de 4, 6 y 8 pulgadas), permitiendo de esta manera que sea posible
Figura 8.10.- Esquema que muestra un ejemplo de cómo son realizadas las operaciones llevadas
a cabo por las herramientas LWD, y el tipo de información que se puede obtener de ellas.

346
acomodar la tubería junto con las herramientas en los distintos tamaños de agujeros que se
puedan presentar.
Esto ha permitido durante las últimas 2 décadas que el uso de ambas tecnologías sea cada vez más
frecuente en las labores de perforación para obtener datos confiables en las labores de
geodireccionamiento, así como en la evaluación de las formaciones en tiempo real. Además, se ha
visto en la práctica que la combinación de las mediciones LWD junto con las mediciones
convencionales de aquellas herramientas que son operadas por cable, ha permitido tener una
mejor definición de las propiedades petrofísicas de las formaciones.
8.3.1.1 Principio de medición de los registros LWD
La técnica de adquisición de las herramientas LWD consiste en la adaptación de las herramientas
de registros de pozos dentro de la sarta de perforación (en los drill collar) con la que se está
perforando, y como una parte de la misma. Dicho de otra manera, se puede decir que las
herramientas LWD se encuentran constituidas principalmente por medio de 3 elementos
esenciales que son: un sistema de sensores incorporados a las tuberías de perforación en un
mandril dentro de los drill collar que se encuentran siempre activos durante todo el proceso de
perforación, un sistema de transmisión de datos a superficie que consiste en la transmisión de
información por medio de telemetría de pulsos o alguna otra técnica especializada al igual que con
las herramientas MWD, y una interfaz superficial que decodifique las mediciones obtenidas por las
herramientas en el pozo, y las grafique en un registro continuo a medida que las actividades de
perforación avanzan. Estas mediciones resultantes de las formaciones serán obtenidas en tiempo
real mientras las herramientas se encuentran aún en el agujero, o bien, pueden ser recuperadas y
procesadas con mayor precisión en superficie una vez que es retirada la cadena de perforación del
pozo, ya que al igual que las herramientas MWD, las mediciones de las herramientas LWD pueden
ser almacenadas dentro de una unidad de memoria alojada en el cuerpo de la herramienta.
Sin duda alguna los registros LWD serán en algún momento un reemplazo permanente de los
registros convencionales, específicamente para las perforaciones direccionales y horizontales en la
industria petrolera, sin embargo, su interpretación aún se encuentra dominada por problemas
referentes a la técnica que se utilice, así como también a la herramienta involucrada en las
mediciones. Los tipos de registros que se obtendrán al final del procesado utilizando las
herramientas LWD, son muy similares a los registros de pozo convencionales de las mismas
categorías mas no son idénticos. Un registro LWD de rayos gamma es comparable con un registro
de rayos gamma obtenido con una herramienta convencional operada por cable, así como un
registro eléctrico obtenido con una herramienta LWD es muy similar a un registro de resistividad
somero. En general, las mediciones LWD son casi tan precisas como las herramientas
convencionales y se pueden interpretar de la misma manera, sin embargo, las características de
las lecturas y los problemas en la calidad de la respuesta de éstos son diferentes comparados con
los registros adquiridos en pozos descubiertos.

347
Hoy en día la gran mayoría de las mediciones que son realizadas por las herramientas
convencionales también se encuentran disponibles en los servicios que ofrecen las distintas
compañías de servicios como parte de las técnicas LWD. Algunas de las principales mediciones
realizadas por este tipo de herramientas son la obtención de un rayos gamma, mediciones de
resistividad, mediciones de porosidad-densidad y porosidad-neutrón, obtención de un calliper
ultrasónico, mediciones sónicas, imágenes LWD, mediciones de resonancia magnética nuclear, etc.
así como también mediciones continuas referentes a la inclinación y desviación del agujero.
8.3.1.1.1 Diseño de las herramientas LWD
El diseño de las herramientas LWD es básicamente el mismo que tienen las herramientas MWD.
En las herramientas LWD las mediciones de los parámetros físicos de las formaciones se obtienen
por medio de las sondas que se encuentran incorporadas a la tubería de perforación justo en los
drill collar del arreglo la cual es la parte del sistema de perforación rotatoria que le brinda
estabilidad y rigidez a los componentes que se encuentran debajo de éstos (la barrena
comúnmente). Las combinaciones básicas que se pueden realizar son comercializadas bajo
diferentes nombres dependiendo de la compañía de servicios que esté trabajando en el pozo. La
compañía Schlumberger maneja principalmente el sistema Scope o Vision, Halliburton el sistema
Insite, y Baker Hughes el sistema Trak. A continuación se abarcaran algunas de las principales
técnicas de registros LWD.
8.3.1.2 Mediciones de resistividad durante la perforación
Las primeras mediciones de resistividad realizadas por herramientas eléctricas utilizando la
tecnología de las herramientas LWD, se hicieron utilizando un arreglo tipo normal corto (short
normal) cuyos electrodos (de emisión y de retorno de corriente) se encontraban acoplados en un
recubrimiento aislante montado en el drill collar del arreglo de la sarta de perforación, y se medía
la corriente y la caída de voltaje en los 2 electrodos del arreglo mediante la Ley de Ohm. Años más
tarde, estas mediciones se mejoraron al acoplar ahora un arreglo de 2 electrodos de guarda y un
electrodo central de corriente dentro de un arreglo tipo Laterolog 3 (LL3) en un nueva herramienta
denominada herramienta de resistividad de corriente enfocada o FCR (Focused Current Resistivity).
Los electrodos al igual que en el arreglo normal se encontraban alojados dentro de un
recubrimiento aislante de tal manera que se permitía que las corrientes de medición fuesen
enfocadas a las formaciones para la medición de la resistividad verdadera (Rt).
Sin embargo, el gran avance que se dio para la aplicación de las herramientas de resistividad en las
tecnologías de las herramientas LWD, se basó en una herramienta de resistividad dual propuesta
por Arp en el año de 1976. Esta herramienta se basaba en la implementación de bobinas
toroidales transmisoras y receptoras para la medición de resistividades laterales enfocadas, y una
medición de resistividad por medio de la barrena. El proceso era llevado a cabo por medio de 1
bobina transmisora toroidal y 2 bobinas receptoras toroidales separadas una de la otra 6”, que se
encargaban de medir la corriente axial que fluía por debajo del drill collar, ya que la diferencia

348
generada en las corrientes axiales era igual a la corriente radial que fluía hacia el exterior del drill
collar medida entre los 2 receptores toroidales. Este método se utilizaba para calcular la
resistividad lateral en la herramienta mientras que la resistividad en la barrena se derivaba de la
corriente medida por el transmisor más próximo a la barrena. Con este tipo de información es
posible por ejemplo direccionar las perforaciones en pozo de altos ángulos o bien, detener la
perforación una vez que se esté penetrando en el reservorio.
Hoy en día sin embargo, las herramientas de resistividad más utilizadas dentro de la tecnología de
los registros LWD son básicamente de 2 tipos: las herramientas de resistividad por propagación de
onda electromagnética y las herramientas de resistividad tipo laterolog. Estas herramientas
permiten la evaluación cuantitativa de las propiedades resistivas de la formación y de los fluidos
que contiene, adicionalmente la determinación de la resistividad verdadera de la formación. La
técnica de propagación por onda electromagnética se aplica en el rango de 0.5 a 4 MHz, y en el
pasado se ha aplicado en un número limitado de herramientas a cable.
Estas herramientas fueron los primeros desarrollos que se tuvieron de herramientas eléctricas
dentro de las nuevas tecnologías LWD sin embargo, actualmente se ha avanzado tanto con la
tecnología y los métodos de transmisión de datos, que incluso ya es posible obtener imágenes
eléctricas de fondo de pozo en tiempo real por medio de algunas herramientas eléctricas del
mismo modo en que estas son obtenidas por las herramientas de imágenes eléctricas operadas
por cable como la FMS y la FMI. En la actualidad son 2 las principales herramientas eléctricas de
imágenes LWD las que permiten obtener mediciones de resistividad enfocadas, así como también
mediciones azimutales a distintas profundidades de investigación. Todas estas herramientas se
detallarán brevemente a continuación.
8.3.1.2.1 Herramienta de resistividad de propagación de onda electromagnética
Una de las herramientas de resistividad que actualmente se utiliza más dentro de la tecnología
LWD es una herramienta de resistividad de onda electromagnética o EWR por sus siglas en ingles
(Electromagnetic Wave Resistivity). Al utilizar la técnica de propagación de onda electromagnética
se busca que: la herramienta trabaje bien en cualquier tipo de lodo, que tenga una buena
resolución de capa, que pueda ser construida en un collar de acero y requiera menos material
conductivo que una herramienta normal o una laterolog, así como también que las respuestas
puedan ser repetibles, predecibles y además correlacionables con los registros de resistividad
operados por cable.
Esta herramienta, en su versión inicial, consiste de 2 antenas o bobinas transmisoras y una bobina
receptora alojadas todas dentro de la superficie externa del drill collar de perforación. La bobina
receptora opera comúnmente a una frecuencia de 2 MHz y de lo que se encarga es de medir las
diferencias de fase y relaciones de amplitudes de las ondas electromagnéticas generadas, las
cuales se miden en las bobinas receptoras y se convierten posteriormente a resistividad aparente.

349
Inicialmente el espaciamiento entre la bobinas receptoras es de 6” y el espaciamiento entre la
bobina transmisora y la bobina receptora cercana es de 24”. El espaciamiento entre las bobinas
receptoras se eligió así porque genera una diferencia de fase cercana a los 90° a la frecuencia de
operación seleccionada, lo que influye en el diseño del amplificador de la señal y la exactitud de la
medida. Mientras que el espaciamiento de 24” entre la bobina transmisora y la bobina receptora
mas cercana se seleccionó de esta forma ya que a mayor distancia se logra alcanzar una mayor
eficiencia de transmisión de las antenas transmisoras, y además, es la mayor distancia a la cual se
obtiene una medida confiable de la herramienta.
Un diseño posterior de este tipo de herramienta de resistividad incluye un sensor que consiste de
4 bobinas transmisoras y 2 bobinas receptoras que miden diferencias de fase y relaciones de
amplitudes de las ondas electromagnéticas generadas, y se encuentran alojados dentro de la
superficie externa del drill collar. La distancia entre las bobinas receptoras es de 6” mientras que
las bobinas transmisoras están espaciadas a 6, 12, 24 y 36 pulgadas desde la antena receptora más
cercana. Estos espaciamientos en las bobinas generan 4 mediciones de resistividad aparentes
referidas como extra somera, somera, media y profunda. Las medidas extra somera, somera y
media se obtienen al operar el par de bobinas receptoras a una frecuencia de 2 MHz, mientras que
las medidas profundas se realizan al operar el par de bobinas a una frecuencia de 1 MHz.
Se puede brindar una mejor descripción de la forma en cómo opera la herramienta EWR si se
entiende éste desde el punto de vista de la propagación de la onda electromagnética. La onda
electromagnética se origina por la corriente producida en la bobina o antena transmisora y se
propaga en la formación en todas direcciones desde la fuente induciendo voltajes en las bobinas
transmisoras. El voltaje en cada antena receptora es una función de la conductividad, la constante
dieléctrica y la permeabilidad magnética del la formación circundante. La relación de las
amplitudes de estos voltajes y la diferencia de sus fases se utiliza para calcular la conductividad de
la formación y por lo tanto, la resistividad de la formación. La tasa de atenuación y la tasa de
desfase de la onda están determinadas por las conductividades de la formación y en menor grado
por el fluido del pozo. Se puede decir que los registros de resistividad de propagación
electromagnética se derivan de las diferencias de fase y la relación de amplitud de los voltajes
inducidos causada por la propagación de estas ondas y de una combinación de fase/amplitud
calculada a través de transformadas no lineales basadas en una formación homogénea e
isotrópica.
Dicho esto, algunas de las innovaciones y aplicaciones más sobresalientes de las herramientas de
propagación electromagnética son las siguientes:
• El uso de medidas de resistividad de múltiples profundidades de investigación con
características de respuestas similares proveé la habilidad de desarrollar perfiles de
invasión y determinar la resistividad verdadera (Rt), la resistividad de la zona lavada (Rxo)
y el diámetro de invasión (di).

350
• La buena resolución vertical de las herramientas de propagación de onda
electromagnética en comparación con los sensores de las herramientas convencionales a
cable, permite la medición directa de la resistividad verdadera en capas delgadas y en
pozos desviados.
• Los espaciamientos de las bobinas transmisoras y receptoras se seleccionaron de tal
manera que es posible obtener una lectura directa de la resistividad verdadera de la
formación (Rt), y al mismo tiempo se puede obtener alguna indicación de invasión por
filtrado de lodo.
• Se ha demostrado que la profundidad de investigación de la herramienta es comparable,
en teoría, a la del registro de inducción medio, pero frecuentemente produce un registro
similar al registro de inducción profundo debido a que en el momento en que se realiza la
medición, la invasión del filtrado de lodo aún no se ha desarrollado con totalidad en las
formaciones, aunque la profundidad de invasión de un tiempo de exposición dado
depende de: la presión diferencial, las propiedades del lodo, la permeabilidad de la
formación y su contenido de fluidos y la interacción tubería de perforación/pozo.
Una última versión de este tipo de herramienta consta de 5 bobinas transmisores de corriente, 3
arriba y 2 debajo de los receptores, y 2 receptores que disparan las ondas electromagnéticas en
secuencia para suministrar 5 medidas de fase y 5 de atenuación.
8.3.1.2.2 Herramientas eléctricas de imágenes LWD (RAB, Resistivity At The Bit)
La técnica de adquisición de imágenes por medio de herramientas tipo LWD en los pozos
petroleros, constituye actualmente una de las técnicas más avanzadas de las cuales se tiene
conocimiento para la medición de los parámetros geológicos y petrofísicos de las formaciones en
tiempo real. Las principales mediciones de este tipo las constituyen 2 herramientas eléctricas de
imágenes patentadas por la compañía Schlumberger que son la RAB y la geoVISION, así como
también por medio de una herramienta de imágenes densidad-neutrón que se detallará más
adelante.
Las herramientas eléctricas de imágenes han sido el último gran desarrollo en materia de
adquisición de imágenes eléctricas de las formaciones, y es la primera técnica comercial existente
de imágenes eléctricas de pozo en una herramienta LWD. La herramienta RAB (Resistivity At The
Bit) al igual que la herramienta eléctrica geoVISION y la herramienta de imágenes de resistividad
azimutales ARI (Azimuthal Resistivity Imaging), es una adaptación de las técnicas utilizadas por las
herramientas eléctricas de imágenes FMS y FMI descritas en el Capítulo 7, pero con la gran
particularidad de que la RAB se encuentra adaptada para las condiciones particulares durante la
perforación, tomando ventaja del hecho de que el arreglo de la tubería de perforación se
encuentra rotando incluso aún cuando no se esté utilizando un motor de fondo que le haga rotar.
Esta herramienta se basa en la obtención de 5 mediciones de resistividad por medio de un

351
electrodo en la barrena, un electrodo cilíndrico (de anillo) enfocado de alta resolución y de 3
electrodos azimutales de resistividad, así como un rayos gamma.
La gran ventaja que se obtiene por medio de la herramienta RAB consiste en que las mediciones
de resistividad LWD proveen de un importante perfil de resistividad poco después de que se llevan
a cabo los efectos de filtración. En una primera medición la RAB está constituida de un solo
electrodo de medición en la barrena acoplado a la tubería de perforación, logrando con ello el que
sea posible obtener un escaneo azimutal de las formaciones a medida que la herramienta va
girando. Esta medición se logra cuando la barrena se encuentra en proceso de perforación ya que
el electrodo sigue el camino que genera la barrena, describiendo a éste como un camino en espiral
a medida que se va profundizando. De ahí precisamente su nombre, ya que las mediciones
correspondientes a las respuestas de resistividad obtenidas de las formaciones provendrán de la
barrena, la cual se comporta como un electrodo gigante. Este tipo de medición de resistividad se
realiza sin un enfoque de la corriente ya que en esta modalidad la corriente sale por la parte
inferior de la herramienta donde se encuentra la barrena y el resto a través de la tubería de
perforación.
Dicho procedimiento se logra al emitirse una corriente alterna de 1500 Hz desde una bobina
transmisora toroidal alojada en la porción inferior de la herramienta cerca de la barrena,
induciendo como consecuencia una diferencia de voltaje en el drill collar por debajo y por encima
del transmisor. Las líneas de corriente fluyen a través del drill collar, viajan a través de la barrena,
penetran dentro de las formaciones, y regresan nuevamente al drill collar en las porciones
superiores de la tubería de perforación por encima de la fuente emisora, por lo que se podría decir
que la corriente que sale de la herramienta dependerá enormemente de la distancia que exista
entre la barrena y el transmisor, esto para maximizar la cantidad de corriente que fluye fuera de la
barrena, y para lograr que ésta fluya a través de las formaciones y no a través del agujero (Figura
8.11 y 8.12). Las respuestas de resistividad correspondientes a las formaciones estarán dadas en
base a la Ley de Ohm una vez conocido el voltaje aplicado por el transmisor y la medición de la
corriente axial por medio de una bobina monitora de anillo. Esto le permite a la RAB tener una
profundidad de investigación de cerca de 12” y una resolución vertical de 12 a 24”.
En lodos base agua la corriente de retorno se conduce a través de la barrena hacia el lodo de
perforación, del lodo hacia las formaciones, y de las formaciones de regreso a la cadena de
perforación, mientras que en lodos base aceite que son aislante de la corriente, la corriente
regresa a través del inevitable pero intermitente contacto entre los drill collars y los
estabilizadores con las paredes del agujero, lo que lleva a indicaciones cualitativas de resisitividad.
Estas mediciones de resistividad serán sensibles a los volúmenes de formación que se encuentran
en las inmediatas vecindades de la barrena, y puede permitir tanto a los perforadores como a los
geólogos encargados de las labores de geodireccionamiento, tomar rápidas decisiones sobre
donde es necesario bajar una tubería de revestimiento, o donde es necesario realizar núcleos de
pared o de fondo. A este procedimiento se le conoce como geodetención (geostopping), y

352
representa uno de los beneficios más significativos de la herramienta RAB para el desarrollo de los
reservorios (Figura 8.13).
Figuras 8.13 Ejemplo de un registro de resistividad utilizando la herramienta RAB. Se logra observar
que si las resistividades sobrepasan un límite de resistividad puede ser debido a la presencia de
zonas potencialmente gasíferas o la entrada a una zona potencial de hidrocarburos, de tal manera
que se detiene la perforación para la evaluación del intervalo (Modificado de Riedel, 2008).
Figuras 8.11 y 8.12.- Esquemas que muestra la configuración de las herramientas RAB y geoVISION
de la compañía Schlumberger. Del lado izquierdo se muestra el arreglo de los distintos tipos de
electrodos con los que cuenta la herramienta RAB. Del lado derecho se aprecia la herramienta
geoVISION que funciona de una forma muy similar a la RAB, pero se utiliza más en las labores de
geodireccionamiento de los pozos (Modificado de Schlumberger, 1993).

353
Aunado a esto, las cercanías a las vecindades del pozo por parte de las mediciones de resistividad,
permiten que la herramienta pueda ser también utilizada en las labores de geodireccionamiento,
ya que las respuestas de resistividad son comparables con modelos de formación, de tal manera
que se puede saber si las desviaciones llevadas a cabo en el agujero se están realizando
adecuadamente, o tienen que ser corregidas.
En otra modalidad de medición, la herramienta RAB puede proporcionar 4 mediciones de
resistividad horizontales (o radiales) a varias profundidades de investigación utilizando una técnica
de enfoque cilíndrico por medio de 3 electrodos azimutales de enfoque de 1” de diámetro,
espaciados longitudinalmente a lo largo del eje de la herramienta, y un electrodo central de anillo
enfocado de alta resolución, que permite a la herramienta proveer de múltiples mediciones de
resistividad. Las 4 mediciones de resistividad anteriores funcionan bajo el mismo principio de
medición: una corriente emitida desde un transmisor en la porción superior de la herramienta
fluye hacia su porción inferior por medio del drill collar y hacia afuera penetrando en las
formaciones a un ángulo de 90° con respecto al collar, para después regresar a través del collar en
las porciones superiores por encima del transmisor. Estas mediciones generalmente tienen una
excelente resolución vertical y una sensibilidad muy baja a efectos de capas adyacentes, así como
también por efectos de capas con variaciones considerables de resistividad.
La cantidad de corriente que abandona a la herramienta en el electrodo central de anillo y en los
electrodos azimutales puede ser medida por medio de un circuito de baja impedancia, mientras
que la corriente axial que fluye hacia la porción inferior del collar es medida en el electrodo de
anillo por medio de los electrodos monitores M01 y M02. En el electrodo de anillo enfocado, la
corriente proveniente del transmisor superior es enfocada en forma axial (lateral) por medio de
arreglos de electrodos monitores en una configuración similar a la laterolog 7 (LL7), mientras que
los electrodos azimutales utilizan los electrodos monitores en un arreglo muy similar a la
herramienta Microlaterolog (MLL). Esta técnica de enfoque cilíndrico en la herramienta RAB se
consigue al combinar las corrientes generadas por el transmisor superior y el transmisor inferior,
generando en el electrodo de anillo central “un flujo axial nulo” cuyo efecto consiste en que la
corriente que abandona el electrodo central, penetra profundamente en las formaciones
brindándole con ello una gran resolución vertical a la herramienta (Figura 8.14). La profundidad de
investigación con la que generalmente opera el electrodo de anillo enfocado es de 9” o de 7” para
una barrena de 8.5”.
El propósito de realizar las mediciones radiales de resistividad a varias profundidades de
investigación, consiste en obtener un perfil radial de resistividad más detallado y preciso de los
efectos de invasión de filtrado de lodo hacia las formaciones, de tal manera que se puede obtener
una resistividad más precisa de la zona virgen (Rt) con una excelente resolución axial. Por otro
lado, los electrodos azimutales de resistividad pueden ser igualmente utilizados para obtener
imágenes cuantitativas de resistividad de las formaciones, midiendo la corriente que sale de cada
uno de ellos. Dichas mediciones son realizadas a 3 profundidades de investigación diferentes, que
corresponden a la profundidad de investigación que puede brindar cada electrodo (de 1”, 3” y 5”

354
para los electrodos BS, BM y BD), y que en conjunto con el electrodo de anillo, producen un
perfilaje de resistividad de las formaciones que se están atravesando en el agujero (Figura 8.14).
Típicamente la herramienta responde a las mediciones de resistividad que se obtienen respecto a
las formaciones que se encuentren frente a los electrodos, de manera que si la herramienta rota
en el agujero, es posible obtener imágenes de las formaciones provenientes de sus diferentes
azimuts. Esta es una ventaja notoria en la adquisición de imágenes de las formaciones en tiempo
real, ya que es posible ver rasgos geológicos importantes a medida que se está profundizando el
agujero. La herramienta recaba la información azimutal cada 10 segundos, y en la modalidad de
imágenes, permite realizar un escaneo completo del agujero a una velocidad de rotación de 30
rotaciones por minuto, de manera que se obtienen 56 puntos de muestreo azimutales en 4
cuadrantes del pozo (cima, base, lateral izquierda y lateral derecha) para la construcción de las
imágenes (Figura 8.15). La resolución vertical de las imágenes pueden ser tan altas como de 2.5
cm, aunque lo típico es que sea de 5 cm (2”), y va decreciendo a medida que la velocidad de
perforación disminuye hasta los 60 pies/hora.
Figura 8.14 Al igual que con las herramientas operadas por cable, en la herramienta RAB se
utiliza un arreglo que consiste de 2 transmisores de corriente (inferior y superior) y 2 toroides
monitores (inferior y central) para lograr un enfoque radial de la corriente en el electrodo de
anillo cilíndrico. La herramienta cuenta además con 3 electrodos azimutales y un electrodo
central de anillo enfocado para las mediciones de resistividad y para la obtención de las
imágenes de las formaciones (Modificado de Ellis y Singer, 2007).

355
A medida que la herramienta gira, los electrodos que tengan la profundidad de investigación más
profunda son los que producirán las imágenes de resistividad (correspondientes a Rt) en función
del azimut de la herramienta, mientras que magnetómetros igualmente alojados en la RAB,
permiten que la herramienta y las desviaciones que se estén generando puedan ser orientadas
con respecto al campo magnético, al igual que las imágenes de resistividad con respecto al norte
geográfico, o bien, respecto a la cima del agujero en el caso de perforaciones horizontales.
Tanto las mediciones azimutales provenientes de uno o varios electrodos de medición, como las
mediciones azimutales de rayos gamma provenientes de un sensor excentrado en la herramienta,
pueden ser de utilidad para obtener la orientación de la barrena en múltiples direcciones para la
localización de algún contacto litológico, o bien, para la localización de alguna interfaz de fluidos
en cualquier cuadrante del pozo. Actualmente solo las mediciones de resistividad adquiridas por
medio de la herramienta RAB son las que pueden ser transmitidas a superficie utilizando
telemetría de pulsos de lodo (utilizando la tecnología Powerpulse MWD), mientras que las
imágenes de resistividad de las formaciones son almacenadas en una memoria interna de la
herramienta, y recuperadas posteriormente en superficie para su procesamiento e interpretación.
Tanto la herramienta RAB como la herramienta geoVISION permiten tener mediciones tipo rayos
gamma de las formaciones, mediciones de resistividad utilizando a la barrena como un electrodo,
y resistividades azimutales por medio de los electrodos azimutales de enfoque. Esto permite a los
geólogos y perforadores detectar en tiempo real, la presencia de hidrocarburos en la barrena,
correlaciones en tiempo real, así como geodireccionar el agujero para incrementar la exposición
del reservorio. Al igual que con las imágenes, los conteos hechos por el sensor de rayos gamma
pueden realizarse por medio de cuadrantes, generando una imagen un tanto rudimentaria con
una resolución mucho menor que cualquiera de las técnicas de imágenes eléctricas mencionadas
en esta tesis.
8.3.1.3 Herramientas de rayos gamma naturales LWD
La herramienta de rayos gamma naturales LWD de las formaciones, registra la radiación natural
que emana de los 3 isótopos emisores de rayos gamma más comunes que se encuentran en la
Figuras 8.15 División de las mediciones que realizan las herramientas LWD en cuadrantes con
respecto a la cara de gravedad de la herramienta (Modificado de Luthi, 2001).

356
corteza terrestre, que son el Potasio 40 (40
K), Torio 232 (232
Th) y Uranio 238 (238
U). Este registro de
rayos gamma LWD permite medir la radiactividad de los 3 elementos combinados o bien, puede
mostrar la cantidad de cada elemento individual que contribuye a dicha radiactividad. La
herramienta está conformada por 2 circuitos de detectores independientes con 2 grupos opuestos
de tubos Geiger-Mueller. Esta configuración redundante proporciona de 2 registros de rayos
gamma naturales independientes, y en donde las tasas de conteo de los grupos de detectores se
combinan para optimizar la precisión estadística. Sin embargo, en el evento poco usual de que uno
de los detectores falle, un registro de rayos gamma corregido puede ser producido con el segundo
detector.
Para el geodireccionamiento de pozos horizontales, la herramienta de rayos gamma puede
configurarse para medir rayos gamma azimutalmente. En esta aplicación, los 2 grupos de
detectores opuestos pueden suministrar registros de rayos gamma independientes de la cima y la
base del agujero. Esto le permite a los perforadores por ejemplo, determinar si la barrena ha
salido del tope o del fondo de una formación yacimiento objetivo.
8.3.1.4 Herramientas de inducción LWD
Desde el año de 1983, las distintas compañías de servicios comenzaron a desarrollar distintas
herramientas de inducción que fuesen capaces de realizar las mediciones de las formaciones por
medio de la tecnología de las herramientas LWD. Entre las principales herramientas destacan la
EWR, CDR, SCWR, ARC5 y MPR. Estas herramientas se encuentran alojadas con sus respectivos
transmisores y receptores cerca del drill collar de la cadena de perforación, y puede trabajar tanto
en lodos base agua como en lodos base aceite. La ventaja de estas mediciones resalta en el
sentido de que son obtenidas casi al mismo tiempo en el que se está llevando a cabo la
perforación, con lo que se puede tener una aproximación más directa a la resistividad verdadera
de las formaciones (Rt).
La profundidad de investigación que pueden tener este tipo de herramientas puede ser de hasta
las 50” y su resolución vertical puede ser de 6”. La realización de las mediciones a múltiples
profundidades de investigación y en 3 dimensiones puede permitir incluso que en muchos casos se
puedan obtener las resistividades Rh y Rv de las formaciones, siendo de mucha utilidad
especialmente en aquellas formaciones muy laminadas de distintas composiciones o de distintas
porosidades.
8.3.1.5 Herramientas acústicas LWD
Las principales compañías de servicios han desarrollado herramientas que funcionan bajo los
mismos principios acústicos con los que funcionan las herramientas operadas por cable y las
incorporaron a la tecnología de las herramientas LWD, permitiendo que sea posible obtener
distintas mediciones acústicas de las formaciones durante la perforación. Entre las principales
herramientas acústicas destacan la sonicVISION de la compañía Schlumberger, la Bi-modal

357
AcousTic BAT sensor de Halliburton y la SoundTrak de Baker Hughes. Todas estas pueden operar a
medida que la herramienta se encuentra girando (en modalidad rotatoria), en modalidad
estacionaria o bien deslizándose.
La herramienta acústica LWD se encuentra constituida por medio de 2 transmisores localizados
por arriba y por debajo de un conjunto de 4 receptores, alojados en un drill collar liso en la cadena
de perforación. El uso de 2 transmisores le brinda redundancia a la herramienta, de modo que se
puede obtener el tiempo de tránsito compresional de las ondas acústicas que genera la
herramienta o ΔtC, incluso aún si alguno de los transmisores o ambos llegasen a fallar. Los
transmisores y receptores operan en el mismo rango de frecuencia que las herramientas acústicas
operadas con cable, 10 a 20 kHz. A diferencia de las herramientas a cable que son
omnidireccionales, los transmisores y receptores de las herramientas sónicas LWD se encuentran
alineados a lo largo de la herramienta, mientras que un transductor ultrasónico localizado en el
centro del conjunto de receptores, mide el standoff entre el lado de la herramienta y la pared de
pozo.
Con las herramientas de registro sónico LWD, una señal acústica generada en un transmisor en la
herramienta, viaja a través de la formación y posteriormente arriba a un receptor ubicado en la
herramienta, en donde el procesamiento de los datos de las formas de las ondas se llevan a cabo
en el fondo de pozo durante la perforación, esto para determinar el tiempo de tránsito
compresional de la onda (Δt), el cual es el tiempo requerido para que las ondas compresionales
viajen una cierta distancia a través de la formación, usualmente 1 pie o 1 metro. La
compresibilidad acústica es el inverso de la velocidad acústica y se expresa en unidades de ± seg/ft
o ± seg/m.
El desarrollo de estas herramientas ha permitido determinar que la mayor parte del ruido de la
perforación ocurre a frecuencias por debajo de los 12 kHz y que por lo tanto, este ruido se debe de
eliminar de las señales de los registros utilizando filtros de frecuencias.
8.3.1.6 Herramientas de densidad LWD
Otro tipo de herramientas que permitieron con el paso de los años incrementar su rango de
muestreo en los pozos, son las herramientas nucleares de densidad. Estas mejorías permitieron
obtener mediciones de altas resoluciones pasando del estándar de 6” a tan solo 1.2”, con lo que se
obtenían mejores definiciones de las formaciones, particularmente en el análisis de capas o
estratos muy delgados. Dichas mejorías en su sistema de medición hizo que se le viera con gran
entusiasmo para la obtención de imágenes de densidad, lo que dio como resultado el origen de la
herramienta ADN (Azimuthal Density-Neutron Tool).
Las mediciones de porosidad-densidad y de factor fotoeléctrico de las formaciones adquiridas en
las herramientas LWD, son llevadas a cabo fundamentalmente por los mismos principios que rigen
a las herramientas de densidad en los registros operados por cable, pero con algunas ligeras

358
variaciones. Los dispositivos de medición con los que cuenta la herramienta LWD de densidad al
igual que las herramientas operadas por cable, constan de un detector alejado y un detector corto
al igual que muchas de las herramientas LWD abarcadas en este capítulo. Dichos dispositivos se
encuentran alojados en el drill collar de la tubería de perforación, generalmente cercanos a la
barrena y como parte de la cadena de perforación, permitiéndole a los dispositivos rotar en el
agujero. Sin embargo, las mediciones tienen que ser adaptadas al hecho de que la herramienta y
las fuentes radiactivas ya no se encuentran en contacto directo con las formaciones, sino que giran
en el agujero. Esto se logró agregando estabilizadores que llevan consigo las fuentes de medición
alrededor de los drill collar, mientras que por otro lado se realiza un análisis espectral con
estabilización de las ganancias en las mediciones.
Las principales herramientas comercializadas por las distintas compañías de servicios para la
realización de dichas mediciones de densidad son la CDN (Compensated Density Neutron Tool) y el
servicio adnVISION por parte de la compañía Schlumberger (que está integrado por la herramienta
ADN (Azimuthal Density-Neutron Tool)). Halliburton y su filial Sperry Sun emplean la ALD
(Azimuthal LithoDensity Tool) o herramienta de litodensidad azimutal y la SLD (Stabilized
LithoDensity) o herramienta de litodensidad estabilizada para realizar las mediciones de
litodensidad, mientras que Baker Hughes utiliza el servicio LithoTrak utilizando la herramienta ORD
(Optimized Rotational Density).
"Cabe resaltar que la compañia Schlumberger no posee herramientas de densidad y neutrón
individuales, sino que las mediciones son realizadas por medio de una sola herramienta
combinada a diferencia de la compañía Sperry Sun, una filial de Halliburton, la cual posee
herramientas individuales de cada tipo".
Los valores de densidad y de factor fotoeléctrico de las formaciones son determinados a partir de
las tasas de conteo realizadas por la herramienta en varias ventanas de energía de cada uno de los
detectores, mientras que el valor de densidad compensado se calcula de los valores de densidad
obtenidos de los detectores de espaciamiento corto y lejano utilizando la técnica o grafico de
columnas y costillas. Por otro lado, las herramientas de densidad son calibradas por medio de
bloques de aluminio, magnesio y mármol sin porosidad, la precisión estadística en ellas se
encuentra en el orden de 0.015 gr/cm3
para un rango de muestreo de 30 segundos en una
formación de 2.2 gr/cm3
, la resolución vertical que tendrán las mediciones de densidad es de cerca
de 18”, mientras que la resolución vertical que tendrán las mediciones de factor fotoeléctrico de
las formaciones será de 6”.
8.3.1.6.1 Herramienta de imágenes de densidad-neutrón (ADN)
Las herramientas nucleares de imágenes están basadas en los mismos principios con los que
funcionan las herramientas de rayos gamma, densidad y factor fotoeléctrico (Pe). La herramienta
ADN o herramienta de imágenes de densidad-neutrón, es una herramienta desarrollada por la
compañía Schlumberger dentro de la gama de registros LWD adnVISION, que se encarga de

359
realizar mediciones azimutales de densidad en una forma muy similar a como se realizan las
mediciones eléctricas de imágenes en sus mediciones de resistividad azimutal, pero con la mejora
considerable de poder trabajar tanto en lodos conductores como en lodos no conductores. Estas
mediciones son realizadas en 16 sectores azimutales por rotación, y pueden ser almacenadas en
una unidad de memoria para proveer de las imágenes con mayor detalle una vez procesadas en
superficie, o bien pueden ser transmitidas a superficie por medio de un cable sin la necesidad de
sacar toda la cadena de perforación.
Al igual que con la gran mayoría de herramientas LWD que existen en la actualidad, las fuentes y
sensores de la herramienta ADN se encuentran alojados en el drill collar del arreglo de la cadena
de perforación por encima de la barrena, o bien, en los estabilizadores con los que cuenta la
herramienta, esto para brindarle un mejor contacto con las paredes del agujero. Su diseño
consiste en un patín de densidad que se encuentra montado dentro de un dispositivo excentrado
cerca de la pared del agujero, de manera que a medida que la tubería de perforación se encuentra
girando en el pozo en las labores de perforación, los sensores de la herramienta ADN estarán
escaneando simultáneamente las paredes del agujero, realizando mediciones referentes a
cambios azimutales múltiples en cuanto a la densidad y absorción fotoeléctrica de las formaciones,
algo que no era posible por medio de las herramientas convencionales. Adicionalmente, un sensor
de porosidad neutrón igualmente puede ser acoplado dentro de la herramienta para obtener
teóricamente una imagen de porosidad neutrón, sin embargo, este tipo de arreglo aún se
encuentra en fase de prueba.
Por otro lado, las mediciones respecto a la orientación de la herramienta se obtienen por medio
de 2 magnetómetros que generan en el agujero 4 cuadrantes orientados con respecto al campo de
gravedad en aquellos pozos que no son verticales, en su porción inferior y superior, lateral
izquierda y lateral derecha, de manera que todas las mediciones referentes a los rayos gamma y a
las mediciones de neutrones obtenidas de las formaciones, provienen de estos 4 cuadrantes.
Un rasgo sobresaliente de la herramienta ADN es que a medida que el drill collar rota en el
agujero, se logran obtener múltiples mediciones azimutales así como mediciones
considerablemente mejores de la densidad y del factor fotoeléctrico de las formaciones, en
comparación con las mediciones de porosidad-neutrón en cuyo caso, un incremento en la
obtención de puntos azimutales no es posible. Esto permite que la herramienta ADN pueda
generar imágenes de las formaciones con un muestreo azimutal ligeramente mejor que las
herramientas convencionales (12 muestreos azimutales), pero de menor calidad con respecto a las
imágenes azimutales que pueden brindar las herramientas eléctricas de imágenes LWD (56
muestreos azimutales). Otro rasgo particular de la ADN es que esta herramienta obtiene un
standoff ultrasónico en los 4 cuadrantes del pozo utilizando un método de reflexión muy similar al
que utilizan las herramientas acústicas de imágenes. Estas mediciones se utilizan para corregir las
mediciones de porosidad neutrón debido a las influencias que pueda tener el lodo de perforación
sobre estas, y para determinar el volumen de lodo que rodea a la herramienta.

360
La herramienta generalmente se encuentra montada dentro de una combinación de herramientas
LWD desarrolladas para agujeros relativamente pequeños, de donde es posible obtener
mediciones eléctricas y de rayos gamma de las formaciones, junto con las mediciones de
porosidad-densidad, neutrón y factor fotoeléctrico que obtiene la ADN. Existen 2 tipos de
configuraciones: en una modalidad “rotatoria”, la herramienta obtiene mediciones azimutales de
toda la circunferencia del agujero a medida que la tubería gira de manera estable con respecto al
diámetro del pozo por medio de estabilizadores en la herramienta, mientras que en otra
modalidad “estrecha” el giro de la herramienta puede ser llevado a cabo por medio de un motor
de fondo (Geosteering), de manera que esta se “deslizará” respecto al agujero incluso en
perforaciones direccionales que tengan desviaciones muy grandes (Figura 8.16). La precisión de las
mediciones de la herramienta ADN son muy similares a las que realizan las herramientas operadas
por cable, siendo la resolución vertical de las mediciones de densidad de cerca de 6” (15 cm), la
resolución vertical de las mediciones del factor fotoeléctrico de las formaciones de cerca de 2” (5
cm) y la resolución vertical de las mediciones de porosidad neutrón de cerca de 12” (30 cm). Sin
embargo, existen excepciones especialmente en aquellos casos en donde se realizan grandes
rangos de penetración en las formaciones, ya que los conteos realizados por unidad de intervalo
decrecen, así como también lo hará la precisión que se tendrán de las mediciones en el agujero.
En cuanto a seguridad, la herramienta ADN cuenta con un sistema de precaución operacional que
permite poder recuperar las fuentes radiactivas en el caso de que llegase a quedar atascada la
Figuras 8.16 Esquema que muestra las configuraciones de la herramienta ADN, mostrando las
fuentes de densidad y de neutrones. Del lado derecho se muestra la configuración estabilizada de
la herramienta. Del lado derecho se muestra la versión estrecha (Modificado de Luthi, 2001).

361
herramienta en el pozo. Esto permite evitar considerablemente el tener que dejar la fuente
radiactiva en el agujero, siendo considerada una gran ventaja en el ámbito de la seguridad de la
perforación.
8.3.1.6.1.1 Principales aplicaciones de la herramienta ADN
La herramienta ADN se centra principalmente en varios tipos de aplicaciones petrofísicas entre las
que destacan: mediciones de densidad y factor fotoeléctrico de las formaciones, así como la
obtención de imágenes de densidad utilizando los datos provenientes de la información azimutal
para darle veracidad a los análisis petrofísicos. Algunas otras de las aplicaciones que tiene la
herramienta ADN son la evaluación de capas delgadas, la porosidad de la formación, la
heterogeneidad litológica, la invasión desigual del filtrado de lodo y los contactos de fluidos. Varias
de las principales aplicaciones que tiene la herramienta ADN son muy similares a las aplicaciones
que tienen las herramientas eléctricas y acústicas de imágenes abordadas en el Capítulo 7, mas no
son idénticas. Entre estas destacan 3 principalmente:
• Realización de una reconstrucción estructural del reservorio.
• Identificación de heterogeneidades.
• Control geológico del pozo utilizando las mediciones LWD.
Estas se encuentran naturalmente relacionadas una con la otra. Los echados estructurales pueden
ser determinados a través de las capas que se producen en las imágenes, o bien pueden ser
correlacionadas por medio de las 4 curvas de densidad o las curvas del factor fotoeléctrico, de una
manera muy similar a como son interpretadas las formaciones por medio de las curvas de la
herramienta de echados SHDT (Stratigraphic High Dipmeter Tool), y ya que las mediciones
realizadas por medio de las herramientas LWD generalmente se realizan en pozos direccionales y
horizontales, es necesario hacer una conversión de los echados aparentes a verdaderos. Tales
rasgos pueden ayudar a los geólogos y petrofísicos a la realización de apropiadas interpretaciones
para definir cambios litoestratigráficos, mientras que las imágenes pueden ayudar a los geólogos y
a los perforadores para la toma de decisiones sobre dónde dirigir el pozo.
8.3.1.7 Herramientas de neutrones LWD
En cuanto a las herramientas de registros de neutrones dentro de la gama de registros durante la
perforación (LWD), estas operan prácticamente de la misma manera a cómo operan en las
herramientas de registros operadas por cable (wireline). Las fuentes radiactivas y los sensores de
se colocan generalmente en los drill collar de la cadena de perforación y por encima de la barrena,
pero con ligeras diferencias respecto a las herramientas convencionales. Por un lado, los
detectores cercanos y lejanos son depósitos de detección a 2 distintos espaciamientos, mientras
que por otro lado las mediciones obtenidas de las formaciones pueden ser bien o sumadas o
restadas a las respuestas azimutales orientadas, mientras que la profundidad de investigación que

362
se podrá obtener por medio de las herramientas de neutrones LWD, será muy similar a la obtenida
por las herramientas de porosidad neutrón operadas por cable.
Las principales herramientas de porosidad-neutrón que han sido desarrolladas por las distintas
compañías de servicios dentro de la gama de servicios LWD, son la CDN y la adnVISION por parte
de la compañía Schlumberger, la CNP-CNɸ (Compensated Neutron Porosity tool) o herramienta de
porosidad neutrón compensada y la CNT (Compensated Thermal Neutron tool) o herramienta de
neutrones termales compensada por parte de la compañía Halliburton, y la CCN y LithoTrak por
parte de la compañía Baker Hughes.
Como en las herramientas de neutrones convencionales de cable, los sensores de las herramientas
de neutrones LWD utilizan 2 detectores de Geiger Müller para medir los rayos gamma emitidos
por los átomos de las formaciones cuando se capturan neutrones. Estos detectores se encuentran
ubicados a 2 espaciamientos simétricos con respecto a la fuente de emisión de neutrones, lo que
asegura que cuando la herramienta se encuentre en modalidad de rotación (excentrada), o
cuando esta se encuentre centralizada en el agujero, ambos grupos de detectores estarán
recibiendo el mismo flujo de rayos gamma. La utilización de ambos detectores de Geiger Müller
permite reducir las variaciones estadísticas propias de este tipo de medición, incrementa la
utilidad del servicio haciendo al sistema más tolerante a las fallas, y por lo tanto permite la
compensación de las mediciones neutrónicas registradas por efecto de pozo.
El sensor que comúnmente se utiliza para realizar este tipo de mediciones nucleares es una fuente
de Americio-Berilio (Am-Be) del mismo modo en que operan las herramientas de neutrones
operadas por cable, pero con la gran diferencia de que en las herramientas LWD ésta va alojada en
el drill collar de la tubería de perforación. Para el manejo de las fuentes radiactivas generalmente
se tienen algunas precauciones dentro del diseño de las herramientas LWD, las cuales buscan
asegurar que si se llegase a presentar algún tipo de falla mecánica durante la perforación, esta se
genere en la conexión y no en el cartucho que aísla la fuente radiactiva del exterior del drill collar,
permitiendo que la fuente se mantenga asegurada en el drill collar y que pueda ser retirada
posteriormente por medio de un cable de registros.
Todas las herramientas de porosidad-neutrón operan con el mismo principio físico de
funcionamiento que se basa en el hecho de que la población de neutrones depende de la
concentración de núcleos de hidrogeno en el ambiente. Esto es, una medida de la población de
neutrones a alguna distancia desde la fuente de neutrón puede relacionarse con la porosidad de la
formación cuyo contenido sea líquido, ya sea agua o aceite, y en conjunto con las mediciones de
las herramientas de densidad LWD, puede visualizar la presencia de gas en las formaciones.
Inicialmente las herramientas de porosidad-neutrón hacían mediciones indirectas de la población
de neutrones por medio de la detección del flujo de rayos gamma resultante de la captura de
neutrones térmicos, sin embargo, las nuevas generaciones de estas herramientas se encuentran
constituidas por medio de 2 detectores y realizan mediciones directas de las poblaciones de
neutrones térmicos y neutrones epitérmicos (Capítulo 5.3), además de permitir la compensación

363
por efectos de pozo. La combinación de estas mediciones de neutrones térmicos y epitérmicos en
las herramientas permite en las herramientas más modernas que se puedan tener mejores
determinaciones de porosidad de los reservorios, de tal manera que se puede tener una
evaluación más precisa de éstos, y una identificación más confiable de las zonas gasíferas en
combinación con las herramientas de densidad.
Al igual que las herramientas de porosidad-neutrón operadas por cable, las lecturas de las
herramientas neutrónicas LWD se corrigen normalmente por efectos del diámetro del agujero, por
efectos de la litología y por salinidad y densidad del lodo de perforación. Estas herramientas son
muy sensibles al standoff, lo que provoca que las mediciones puedan perder calidad y cantidad de
información dependiendo en gran medida de la diferencia que exista entre los tamaños de la
herramienta y el tamaño de la barrena, siendo mínimas las correcciones en aquellos casos donde
el tamaño del drill collar es semejante al tamaño de la barrena, y siendo necesarias las
correcciones en aquellos casos donde el diámetro de pozo sea demasiado grande, provocando
incluso que no se detecten con precisión los rayos gamma emitidos por la captura de los
neutrones.
Otras de las ventajas sobresalientes de los registros de neutrones LWD en comparación con los
registros de neutrones operados por cable, se destacan a continuación:
• Debido a que normalmente en las velocidades del registro LWD, su tasa de perforación,
son de 1 o 2 ordenes de magnitud menores que las velocidades del registro a cable, la
tasa de muestreo o tiempo de integración para las herramientas nucleares LWD puede
ser mayor que las medidas a cable equivalentes.
• La configuración de la herramienta LWD favorece la detección de los rayos gamma, ya
que el collar se considera parte del sistema de detección actuando como un convertidor
eficiente de neutrones térmicos en rayos gamma. Esto se debe a que la herramienta LWD
se encuentra construida en su mayor parte de hierro, el cual posee una longitud de
retraso de neutrones rápidos alta, produciendo múltiples rayos gamma por captura.
Por otro lado, una de las herramientas de porosidad-neutrón más modernas que se emplean hoy
en día dentro de los registros LWD es la herramienta de neutrón térmico compensado (CNT) por
parte de la compañía Halliburton, la cual fue diseñada especialmente para aplicaciones en pozos
de diámetros pequeños. Esta herramienta, a diferencia de las anteriores, emplea 2 grupos de
detectores de neutrones de He3
ubicados a 2 espaciamientos llamados cercano y lejano que
detectan los rayos gamma emitidos cuando se realiza la captura de los neutrones. La gran mayoría
de los rayos gamma detectados provienen de los neutrones térmicos que son capturados por los
collars de perforación, suministrando así una respuesta de neutrón porosidad y efectos de litología
similares a los que proporcionan las herramientas de porosidad-neutrón operadas a cable
(wireline).

364
8.3.1.8 Herramientas de resonancia magnética nuclear LWD
La primera herramienta de resonancia magnética nuclear comercial que se comenzó a utilizar en
las nuevas tecnologías de los registros durante la perforación (LWD), fue desarrollada por NUMAR,
una subsidiaria de Halliburton en el año de 1999, y se comenzó a utilizar con fines comerciales a
partir del 2000 con el nombre de MRIL-WD. La herramienta se encuentra alojada en un mandril en
cuya sección superior se encuentran las baterías, la electrónica que controla las mediciones, y las
bobinas de radiofrecuencias transmisoras y receptoras, mientras que en su porción inferior se
localiza el sensor que se encuentra constituido por un imán permanente, la antena y la tubería.
Generalmente la herramienta puede operar en 2 diferentes modalidades. En una primera
modalidad las mediciones realizadas por la herramienta durante la perforación permite adquirir
experimentos de recuperación de saturación T1 que va de 1 ms (milisegundo) a 12 ms, lo que
permite proveer de información completa sobre la relajación térmica de los fluidos en un
reservorio, en donde tiempos de relajación T1 rápidos provienen del agua ligada a las arcillas,
tiempo medios provienen del agua irreducible y tiempos cortos a los fluidos libres o movibles del
reservorio. Mientras que en una segunda modalidad desarrollada posterior a la perforación una
vez que ya no está girando la herramienta, se obtienen secuencias de pulsos spin-ecos utilizando
secuencias de pulsos CPMG de la misma forma como se realiza con las herramientas NML
operadas por cable.
Otra herramienta similar desarrollada con el mismo propósito fue la proVISION por parte de la
compañía Schlumberger. La proVISION se coloca generalmente por encima de la barrena alojada
en el drill collar de forma muy similar a las herramientas eléctricas de imágenes, herramientas de
neutrones, densidad, etc. y permite obtener los tiempos de relajación térmica T1 y T2
respectivamente tanto de manera estacionaria, durante la perforación del pozo, o bien,
deslizándose la tubería de perforación a través del agujero. Estas mediciones se logran transmitir a
superficie efectivamente por medio del sistema de telemetría PowerPulse MWD, minimizando en
gran medida el que pueda haber perdida de información.
Por último, la compañía Baker Hughes desarrolló igualmente su propia herramienta de resonancia
magnética nuclear utilizando la tecnología de los registros durante la perforación, y la llamó con el
nombre de MagTrak.

CAPÍTULO 9.- CONCLUSIONES Y
RECOMENDACIONES

CONCLUSIONES
365
Como bien se ha podido estudiar a lo largo de este trabajo de tesis, los registros geofísicos de
pozos son unas de las herramientas más importantes dentro de la industria petrolera actual al
momento de querer evaluar las características físicas y petrofísicas de las formaciones
sedimentarias a profundidad. La principal finalidad será la oportuna y correcta interpretación de
aquellas zonas que sean potenciales productoras de hidrocarburos, por lo tanto, optimizar y
mejorar las reservas de hidrocarburos, minimizar los costos de operación y recuperación de estos,
reducir al mínimo los impactos al medio ambiente, proporcionar seguridad a las torres de
perforación y al personal que ahí labora, la detección de intervalos que cuenten con potencial
petrolífero que en el pasado muy probablemente se pudieron haber pasado por alto, etc.
En la actualidad son muy grandes las demandas que se tienen respecto a la gran fuente de energía
que representan los hidrocarburos dentro de las industrias, así como también dentro de la vida
diaria. Es por ello que todos aquellos alumnos e ingenieros que se encuentren interesados en
cursar una carrera afín a las Ciencias de la Tierra, dentro de la industria petrolera, deben de tener
un conocimiento solido sobre los grandes beneficios que estos brindan como opción de desarrollo
profesional, así como opción para el desarrollo y el mejoramiento de los campos y de todas las
perforaciones petroleras que se lleven a cabo día con día.
Todos los principios de medición de las herramientas de registros que se abarcaron en este trabajo
corresponden a cualidades específicas de investigación para tipo de herramienta, lo que permite
por ende el poder evaluar las diferentes características de las formaciones si se utilizan todos en
forma combinada. Los registros eléctricos responden principalmente a la resistividad de las
formaciones, a los contactos agua-hidrocarburo, a los efectos de invasión de filtrado de lodo en
zonas permeables, etc. los registros de porosidad permiten la evaluación del tipo de litología que
se tiene a profundidad, la matriz de la roca, el tipo de porosidad que tengan, la saturación de
fluidos y el tipo especifico de fluidos que existan en las formaciones, la identificación de litologías
complejas (aquellas que tengan más de 2 tipo de matriz), etc. los registros de echados y los
registros de imágenes de pozo por otro lado, permiten observar cualidades especificas de las
formaciones, tales como la presencia de fallas y fracturas en las formaciones, el tipo de geometría
de las capas, el espesor de las capas, las condiciones del agujero de perforación, la desviación y el
ángulo de desviación que se genera en el agujero, el echado y azimut de las capas, etc.
Hoy por hoy, de las técnicas más modernas que se tienen ahora dentro de la gama de registros son
los registros durante la perforación LWD, los registros de hidrocarburos, y los registros durante la
perforación MWD. Será de gran importancia que todo aquel que guste o le interese ser petrofísico
de registros tenga conocimiento de todas estas herramientas, por lo que este trabajo se encuentra
encaminado en poder ser una fuente de información confiable para el entendimiento del principio
de medición con el operan casi la gran mayoría de herramientas que se tienen en la actualidad.
No está de más decir que las herramientas de registros seguirán evolucionando con el paso de los
años a medida que las demandas en el sector petrolero vayan en aumento, por lo tanto, habrá que
estar siempre actualizado en la mejoras y en las nuevas tecnologías que se generen en el ramo.

RECOMENDACIONES
366
• No hay que dejar a un lado las herramientas de registros más antiguas, ya que estas son y
constituyen la base de las mediciones más modernas que se llevan a cabo en la actualidad.
El poder entender el principio de medición con el que funcionaban las herramientas más
antiguas desde que estas fueron patentadas, permite el que sean más fáciles de
comprender muchas de las herramientas de registros más modernas.
• Los registros geofísicos de pozos pueden ser utilizados en una gran variedad de ambientes,
así como también en gran variedad de condiciones de agujero (utilizando lodos base agua,
los base aceite o bien, lodos aireados), por lo que la mejor determinación de qué tipo de
registro es recomendable para el pozo que se esté analizando, será responsabilidad de los
ingenieros encargados de la adquisición de los registros, y dependerá a su vez de qué tipo
de propiedades físicas, químicas y petrofísicas se estén buscando de las formaciones.
• Los mejores registros de porosidad los constituyen las herramientas de neutrones
compensadas (CNL), los registros de litodensidad (LDL), los registros de resonancia
magnética nuclear (NML) y los registros de densidad compensados (NML), de tal manera
que la combinación de las respuestas de todos estos pueden ayudar a tener una
determinación muy precisa del tipo de litología y la matriz de las formaciones que se estén
utilizando, valores de porosidad muy precisos, determinación de la transición entre
intervalos con contenido de agua, gas o aceite así como la obtención de saturaciones de
fluidos, etc.
• El presente trabajo de titulación, junto con otros artículos, publicaciones y libros
relacionados con el tema, permite el que se pueda tener un entendimiento más profundo
y detallado del principio de medición, las correcciones y las principales aplicaciones con el
que trabajan muchas de las herramientas de registros que se manejan en la actualidad en
la gran mayoría de las perforaciones petroleras a nivel mundial, y cuya bibliografía en el
idioma español es un tanto escasa. De esta manera, se pretende que este trabajo sea una
fuente de ayuda para geólogos, geofísicos y petrofísicos que quieran o estén interesados
en el área de los registros geofísicos de pozos.

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