Perfilaje de Pozos

Perfilaje de Pozos
PERFILAJE DE POZOS
Perfilaje de Pozos
El perfilaje de pozos es una actividad muy importante dentro de la exploración y
producción de hidrocarburos (petróleo y gas), la cual consiste en la toma y monitoreo de
los perfiles o registros del pozo.
¿Qué es un Registro o Perfil de un Pozo?
Un registro o perfil de pozo quiere decir “una grabación contra profundidad de alguna de
las características de las formaciones rocosas atravesadas, hechas por aparatos de
medición (herramientas) en el hoyo del pozo”.
Ejemplo de un Registro de GR
FORMACIÓN ARCILLOSA
(LUTITAS)
FORMACIÓN ARENOSA
(ARENISCAS)
FORMACIÓN ARCILLOSA
(LUTITAS)
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Importancia de los Perfiles de Pozo
A través de los perfiles de pozos medimos un número de parámetros físicos
relacionados a las propiedades geológicas y petrofísicas de los estratos que han
penetrado. Además, los registros nos dan información acerca de los fluidos presentes
en los poros de las rocas (agua, petróleo o gas). Por lo tanto, los datos de los perfiles
constituyen una descripción de la roca.
La interpretación de los perfiles puede ser dirigida a los mismos objetivos que llevan los
análisis de núcleos convencionales. Obviamente, esto solo es posible si existe una
relación definida entre lo que se mide en los registros y los parámetros de roca de
interés para el Ingeniero Geólogo, el Petrofísico o el Ingeniero de Yacimientos.
La principal función del perfilaje de pozos es la localización y evaluación de los
yacimientos de hidrocarburos.
Validación de los Perfiles
Se realiza para verificar la calidad de los datos y la velocidad de perfilaje. Cada
herramienta posee una velocidad de perfilaje óptima, a la cual la calidad de los datos
obtenidos es la mejor.
Normalización de las Curvas
La normalización de los perfiles es realizada por un petrofísico. El perfil que necesita
ser normalizado con mayor frecuencia es la curva SP.
Digitaslización de los Perfiles
Existen perfiles de pozos antiguos que no se encuentran en formato digital. Estos
pueden vectorizarse mediante el programa LogDB.
TIPOS DE PERFILES DE POZOS
1. REGISTROS DE DIÁMETROS
Proporcionan información acerca de las condiciones del hoyo.

Registro de Diámetro de la Mecha (Bit Size = BS)
Esta curva indica el diámetro de las mechas que se utilizaron durante toda la
perforación.

Registro de Calibración (Caliper = CALI)
El Caliper es una herramienta que mide el diámetro del pozo, el cual puede ser de
mucha utilidad a la hora de diferenciar litologías resistentes de las poco resistentes.
Su principal función es determinar el estado del hoyo (derrumbado o no
derrumbado). Mientras mayor sea el diámetro del hoyo (CALI) en comparación con
el diámetro de la mecha (BS), menor es la competencia de la roca perforada (hoyo
derrumbado). Si el diámetro del hoyo es similar al diámetro de la mecha, indica que
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la roca es competente (hoyo no derrumbado). Si el diámetro del hoyo es menor que
el diámetro de la mecha, puede indicar que se tratan de lutitas expansivas o que se
formó un revoque muy grueso.
2. REGISTROS ELÉCTRICOS
Proporcionan información acerca de las propiedades eléctricas de las rocas.

Potencial Espontáneo (Spontaneity Potencial = SP)
Es un registro no inducido. El SP de los materiales del subsuelo se origina en las
células electroquímicas formadas por el contacto entre las arcillas, las arenas y el
lodo de perforación, y como consecuencia del efecto electrocinético de los fluidos
que se mueven a través de la zona permeable. El SP se mide introduciendo un
electrodo en el sondeo sin entubar, mientras que el otro electrodo se sumerge en un
pozuelo excavado en la superficie y lleno de lodo de perforación. Se toman a hoyo
desnudo. No funciona en lodo base aceite. Debido a su baja resolución actualmente
han sido desplazados por el registro de GR.
El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla. La unión de todos los
puntos con SP nulo permite trazar una línea llamada comúnmente Línea Base de las
Arcillas. Por convenio, los registros se realizan de tal manera que las desviaciones
hacia la izquierda de la línea base ( ) se consideran negativas; y las desviaciones
hacia la derecha le la línea base ( ) se consideran positivas.. Cuando la salinidad
del lodo de perforación es mayor que la salinidad del agua de formación, entonces
se produce un intercambio iónico del pozo hacia la formación y el SP es positivo.
Cuando la salinidad del lodo de perforación es menor que la salinidad del agua de
formación se produce un intercambio iónico de la formación al pozo y el SP es
negativo. Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen registros
SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros SP negativos.
Cuando la salinidad del lodo de perforación es similar a la salinidad del agua de
formación, entonces no se produce ningún intercambio iónico y el SP es neutro. En
estos casos, el SP no sirve de mucho. Frente a las capas de lutitas no se produce
intercambio iónico evidente y por lo tanto el SP es neutro. Se mide en milivoltios
(mV).
El SP se utiliza para identificar capas porosas, para calcular la salinidad del agua de
formación y la resistividad del agua de formación (Rw).

Resistividad (Resistivity)
Es un registro inducido. La resistividad es la capacidad que tienen las rocas de
oponerse al paso de corriente eléctrica inducida y es el inverso de la conductividad.
La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos presentes en los poros de
las rocas. Proporciona evidencias del contenido de fluidos en las rocas. Si los poros
de una formación contienen agua salada presentará alta conductividad y por lo tanto
la resistividad será baja, pero si están llenos de petróleo o gas presentará baja
conductividad y por lo tanto la resistividad será alta. Las rocas compactas poco
porosas como las calizas masivas poseen resistividades altas.
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Tipos de Perfiles de Resistividad
Existen dos tipos principales de perfiles resistivos: el Perfil Lateral (Laterolog) y el
Perfil de Inducción (Induction Log). El perfil lateral se utiliza en lodos conductivos
(lodo salado) y el perfil de inducción se utiliza en lodos resistivos (lodo fresco o base
aceite).
Dentro de los Perfiles de Inducción tenemos:
a) SFL = Spherical Induction Log. Para profundidades someras (0.5 – 1.5’). Mide la
resistividad de la zona lavada (Rxo).
b) MIL = LIM = Medium Induction Log. Para distancias medias (1.5 – 3.0’)
c) DIL = ILD = Deep Induction Log. Para profundidades de más de 3.0’. Miden la
resistividad de la formación (Rt).
Dentro de los Perfiles Laterales tenemos:
a) MSFL = Microspheric Laterolog. Para las proximidades (1.0 y 6.0’’). Lee la
resistividad de la zona lavada (Rxo).
b) MLL = LLM = Micro Laterolog. Para las proximidades (1.0 y 6.0’’)
c) SLL = LLS = Someric Laterolog. Para profundidades someras (0.5 y 1.5’)
d) DLL = LLD = Deep Laterolog. Para profundidades de más de 3.0’. Miden
resistividad de la formación (Rt).
Se lee de izquierda a derecha, en escala logarítmica. La unidad de medida es el
ohm-m, con un rango de valores que va desde 0.2 hasta 2000 omh-m.
0.2
2
20
200
2.000
Los registro de resistividad, también se utiliza para estimar contactos agua–
petróleo, para calcular la resistividad del agua de formación (Rw) y la resistividad
verdadera de la formación (Rt). Se lee de izquierda a derecha.
3. REGISTROS RADIACTIVOS
Proporcionan información acerca de las propiedades radiactivas de las rocas.

Rayos Gamma (Gamma Ray = GR)
Se basa en las medición de las emisiones naturales de rayos gamma que poseen
las rocas. Durante la meteorización de las rocas, los elementos radiactivos que
estas contienen se desintegran en partículas de tamaño arcilla, por lo tanto las
lutitas tienen emisiones de rayos gamma mayores que las arenas. Mientras mayor
es el contenido de arcilla de las rocas mayor es la emisión de GR de las mismas.
Los minerales radiactivos principales son: el potasio (K), el torio (Th) y el uranio (U).
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Se lee de izquierda a derecha (). Si el GR es bajo indica bajo contenido de arcilla y
si es alto indica alto contenido de arcilla. La unidad de medida es en grados API, con
un rango de valores que generalmente va de 0 a 150 API.
Sirve para calcular el contenido de arcilla de las capas (Vsh), para estimar tamaño
de grano y diferenciar litologías porosas de no porosas. Puede utilizarse en pozos
entubados.

Registro de Espectrometría (NGS)
El registro de espectrometría o GR espectral sirve para determinar el tipo de arcillas
que contiene una formación. Se basa en la relación de proporciones de los tres
minerales radiactivos principales: potasio (K), torio (Th) y uranio (U). Las
concentraciones K/Th ayudan a identificar el tipo de arcilla presentes en la
formación, mientras que la concentración de U indican la presencia de materia
orgánica dentro de las arcillas.
Si se parte del principio que cada formación posee un tipo de arcilla característica, al
registrarse un cambio en el tipo de arcilla por la relación (K / Th) se puede inducir
que se produjo un cambio formacional. Por lo tanto el NGS puede utilizarse para
estimar contactos formacionales.
4. REGISTROS DE POROSIDAD
Proporcionan información acerca de la porosidad del yacimiento. Son los mejores
perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas.

Registro Neutrónico (CNL)
Se basa en la medición de concentraciones de hidrógenos, lo que indica la
presencia de agua o petróleo de la roca. Posee una fuente de neutrones, los cuales
colisionan con los hidrógenos presentes en los poros de la roca. La herramienta
también posee un receptor que mide los neutrones dispersos liberados en las
colisiones. La herramienta se llama CNL. Sirve para estimar la porosidad neutrónica
de las rocas (NPHI). Si el registro neutrónico es alto indica alta índice de neutrones,
y si es bajo indica bajo índice de neutrones. Se lee de derecha a izquierda (). La
unidad de medida es en fracción o en %, con un rango de valores que va desde –
0.15 a 0.45 (–15 a 45 %).

Registros de Densidad (FDC)
Se basa en la medición de la densidad de la formación, por medio de la atenuación
de rayos gamma entre una fuente y un receptor. Posee una fuente de rayos gamma,
los cuales colisionan con los átomos presentes en la roca. La herramienta también
posee un receptor que mide los rayos gamma dispersos liberados en las colisiones.
La herramienta se llama FDC. Sirve para estimar la densidad del sistema roca –
fluido (RHOB) que posteriormente servirá para calcular la porosidad por densidad
(DPHI). Si el registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica
baja porosidad. Se lee de izquierda a derecha ( ). La unidad de medida es gr/cm3 ,
con un rango de valores que va desde 1.96 a 2.96 gr/cm3.
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
Registros Sónicos (BHC)
Utiliza el mismo principio del método sísmico: mide la velocidad del sonido en las
ondas penetradas por el pozo. Posee un emisor de ondas y un receptor. Se mide el
tiempo de tránsito de dichas ondas. La herramienta se llama BHC. El objetivo
principal del perfil sónico es la determinación de la porosidad de las rocas
penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de tránsito de las ondas (t).
Mientras mayor es el tiempo de tránsito, menor es la velocidad, y por lo tanto, mayor
es la porosidad de la roca. Se lee de derecha a izquierda (). La unidad de medida
es el seg/m (100 – 500) ó el seg/pie (40 – 240).
COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS
1. COMBINACIÓN DE PERFIL GR ó SP CON PERFILES DE RESISTIVIDAD
0
125
GR / SP
150
CALI
375
ILD / LLD
0.2
SFL / MSFL
2000
0.2
125
BS
2000
375
2
20
200
5040’
5050’
5060’
5070’
5080’
5090’
5100’
5110’
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2. COMBINACIÓN DE PERFIL GR ó SP CON PERFILES DE POROSIDAD
GR / SP
150
1.96
FDC (RHOB)
2.96
125
CALI
375
45
CNL (NPHI)
-15
125
BS
375
500
BHC (t)
100
0
5040’
5050’
5060’
5070’
5080’
5090’
5100’
5110’
Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera: En la pista 1 se colocan los
perfiles de litología y diámetro de hoyo: GR o SP, CALI y BS. En la pista 2 se colocan
los perfiles de resistividad (ILD – SFL o LLD – MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC,
CNL y BHC).
A veces, los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas, quedando: en la pista 1 los
perfiles de litología y diámetro de hoyo, en la pista 2 los perfiles de resistividad, en la
pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4 los perfiles especiales.
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EFECTOS DEL GAS EN LOS REGISTROS DE POROSIDAD
Efectos del Gas en los Perfiles Neutrónico y Densidad
Si la formación se encuentra saturada de gas, las mediciones de densidad (RHOB)
serán bajas, debido a que una formación saturada de gas presenta densidades
electrónicas menores que cuando se encuentra saturada de agua. Por lo tanto la curva
se desviará hacia la izquierda (). Igualmente las mediciones de la herramienta
neutrónica (NPHI) serán bajas, debido a que una formación saturada de agua presenta
porosidades neutrónicas menores que cuando se encuentra saturada de agua. Por lo
tanto la curva se desviará fuertemente hacia la derecha ().
CAPA DE GAS
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Efectos del Gas en el Perfil Sónico
Si la formación se encuentra saturada de gas, el tiempo de tránsito (t) de las ondas
dentro de la formación será mayor, debido a que la densidad del gas es menor que la
de otros fluidos, debido a que una formación saturada de gas presenta velocidades
menores que cuando se encuentra saturada de agua. Por lo tanto la curva de BHC se
desviará hacia la izquierda ().
NPHI
DPHI
CAPA DE GAS
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RESUMEN DE LOS PERFILES MAS IMPORTANTES
PERFIL
HOYO
CALI
Hoyo
desnudo
BS
Hoyo
desnudo
SP
Hoyo
desnudo
GR
Hoyo
revestido
ILD
Hoyo
desnudo
SFL
Hoyo
desnudo
LLD
Hoyo
desnudo
MSFL
Hoyo
desnudo
CNL
Hoyo
revestido
LODO
ESCALA Y
UNIDADES
(mm)
Cualquier 125....................375
tipo
250/10
()
(mm)
Cualquier 125....................375
tipo
250/10
()
(mV)
Lodos
–150.......................0
conductivos
150/10
Arena () Arcilla
(API)
Cualquier 0.........................150
tipo
150/10
Arena () Arcilla
(ohm-m)
Lodos
0.2.....…...........2000
resistivos
log
()
(ohm-m)
Lodos
0.2......…..........2000
resistivos
log
()
(ohm-m)
Lodos
0.2.......….........2000
conductivos
log
()
(ohm-m)
Lodos
0.2........…........2000
conductivos
log
()
APLICACIONES
- Determinación del estado del hoyo.
- Determinación del estado del hoyo.
- Cálculo de Rw.
- Determinación de facies sedimentarias.
- Determinación de CAP.
- Cálculo de Arcillosidad (Vsh)
- Determinación de facies sedimentarias.
- Determinación de CAP.
- Cálculo de Rt.
- Cálculo de Sw.
- Determinación de CAP.
- Cálculo de Rxo.
- Cálculo de Sw.
- Determinación de CAP.
- Cálculo de Rt.
- Cálculo de Sw.
- Determinación de CAP.
- Cálculo de Rxo.
- Cálculo de Sw.
- Determinación de CAP.
Cualquier
tipo
(%)
- NPHI
45......................–15 - Cálculo de PHIE
60/20
- Determinación de Capas de Gas.
()
(gr/cm3)
1.96...................2.96
1/20
()
FDC
Hoyo
revestido
Cualquier
tipo
BHC
Hoyo
revestido
Cualquier
tipo
- RHOB
- Cálculo de DPHI
- Cálculo de PHIE
- Determinación de Capas de Gas.
t (seg/m)
- t
500....................100 - Determinación de SPHI
400/20
- Determinación de Capas de Gas.
()
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PERFILES DE POZOS ESPECIALES
Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto costo), sino
cuando el área presenta complicaciones litológicas y/o estructurales. Generalmente se
utilizan junto con un perfil de GR.

Registro de Buzamiento (Dipmeter)
El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90º, los cuales registran
los cambios de buzamientos de los estratos, por medio de lecturas de resistividad.
Debe utilizarse junto con un GR, debido a que los buzamientos estructurales se
miden sobre los planos de estratificación de loas lutitas, ya que las arenas poseen
buzamientos estratigráficos dentro de los paquetes, dentro de los cuales pueden
haber estratificación cruzada.. Si no tomamos en cuenta la litología sobre la cual se
mide el buzamiento se corre el riesgo de medir un buzamiento estratigráfico dentro
de una arena y no un buzamiento estructural sobre una lutita.
Falla Normal
Discordancia
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
Registro de Resonancia Magnética (CMR)
El perfil de Resonancia Magnética Nuclear permite adquirir nuevos datos
petrofísicos que contribuyen a la interpretación, en especial de las zonas complejas.
Es una herramienta nueva que se basa en la medición de los momentos magnéticos
que se producen en los hidrógenos que contiene la formación cuando se induce
sobre ellos un campo magnético. Utiliza dos campos magnéticos con la finalidad de
polarizar los átomos de hidrógeno (dipolos naturales), y conseguir una medida del
tiempo de relajación T2. La herramienta se llama CMR. Se utiliza para determinar
porosidades. Varios estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida
por CMR está muy próxima a la porosidad medida en los núcleos.
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Perfilaje de Pozos
Este gráfico ilustra la distribución del tamaño de poros, según se deduce de las
mediciones de RMN. En la pista E, por debajo de los 1953,7 m (6410 pies) casi todo
el peso en las distribuciones se halla en pequeños poros, como muestra el pico
verde a la izquierda de la línea roja. Por encima de los 1953,7 m (6410 pies), el peso
predominante se halla en poros grandes, como muestra un pico verde a la derecha,
que indica una formación de granos más gruesos. De este modo, un geólogo puede
observar los datos de RMN y reconocer de inmediato un cambio en la textura de la
roca en una discordancia en una formación que se encuentra a más de una milla
debajo de la superficie terrestre.
En la tercer sección a partir de la izquierda (pista C) se muestran los datos de
permeabilidad de fluidos derivados de la RMN. La permeabilidad cambia por
órdenes de magnitud en esta sección. En la formación de granos finos la
permeabilidad es insignificante, en tanto que en la sección superior de granos
gruesos es sustancial. Estos resultados fueron empleados por ingenieros en
petróleo para iniciar un programa de producción eficiente para este pozo.

Registro de Imágenes (FMI)
Existen herramientas que proporcionan imágenes de las rocas en el subsuelo, que
sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y para estudiar
estructuras sedimentarias. Las imágenes se pueden obtener por varios métodos:
imágenes resistivas, imágenes acústicas o imágenes por resonancia magnética. La
herramienta para obtener imágenes resistivas se denomina FMI.
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Perfilaje de Pozos
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Perfilaje de Pozos

Registro RFT
Esta herramienta mide el gradiente de presión de los fluidos que se encuentran
dentro de las formaciones, esto es de mucha utilidad a la hora de ubicar CAP
(contactos agua–petróleo) y CPG (contactos petróleo–gas), ya que los fluidos (gas,
petróleo y agua) poseen diferentes gradientes de presión.
La herramienta RFT también sirve para combinarse con perfiles de pozos para
calibrar contactos más precisos.
Contacto Agua - Petróleo
ubicado sólo con
registros.
Contacto Agua - Petróleo
calibrado con la
Herramienta RFT.
En el ejemplo tenemos cuatro registros: GR, neutrónico, densidad y resistividad,
junto con un diagrama de gradiente de presión de la herramienta RFT. El Contacto
Gas – Petróleo (CGP) queda perfectamente delimitado por los perfiles neutrónico y
densidad, puede observarse además que el lente gasífero parece estar separado en
su parte inferior por un delgado lente de lutita. El Contacto Agua – Petróleo (CAP)
presenta algunos inconvenientes. Si nos basamos solo en los registros podemos
observar que resulta a una profundidad mayor que la obtenida por la herramienta
RFT. Esto puede resultar riesgoso, porque el sobreestimar la profundidad del CAP
puede llevar a una terminación del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto
del pozo.
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Perfilaje de Pozos

Registro de Inducción 3D (3DEX)
Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y la
resistividad vertical (Rv) de una formación siliciclástica, para así poder determinar su
grado de anisotropía. Cuando la formación posee una litología homogénea (90 % de
arena ó 90 % de lutita) las resistividades horizontales y verticales poseen valores
muy similares, en este caso la anisotropía de la roca es baja. Pero en cambio, en
formaciones que poseen litologías heterogéneas (50 % de arena y 50 % de lutita) de
forma intercaladas, las resistividades horizontal y vertical alcanzan su máximo valor
de diferencia, en este caso se dice que la roca posee una alta anisotropía.
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Rv
Rv – Rh
Rh
1
0%
100%
50%
50%
100%
0%
ARCILLA
ARENA
Rv / Rh ===> Anisotropía
Estos paquetes de arena–lutita son unidades potencialmente productoras, porque si
las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla laminar), su
permeabilidad no se verá afectada.
El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes, es que estos
paquetes pasarían desapercibidas, como lentes de lutitas o limolitas (por su
resolución vertical). El 3DEX puede detectar paquetes de intercalaciones de arena–
lutita de hasta 2 mm de espesor.
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