Registros-geofsicos-en-pozo-entubado

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UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
FACULTAD DE INGENIERÍA
División en Ciencias de la Tierra
REGISTROS GEOFÍSICOS
EN POZO ENTUBADO
T E S I S
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE: 
I N G E N I E R O G E O F Í S I C O
 P R E S E N T A:
MANZANO DOMÍNGUEZ DAVID GERARDO
DIRECTOR: ING. HÉCTOR RICARDO CASTREJÓN PINEDA 
 MÉXICO, D.F. JUNIO 2009. 
 
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II. Generalidades de los Registros Geofísicos 9
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II.2 Exploración petrolera 13 
II.3 Registro geofísicos, su importancia en la industria petrolera 15 
II.4 Registro en tiempo real, durante la perforación 18 
II.5 Registros wireline en pozo abierto, open-hole 20 
 II.6 Registros wireline en pozo ademado, cased-hole 23 
III. Registros en pozo entubado 27 
III.1 Antecedentes 27 
 III.2 Importancia y su aplicación en la industria del petróleo 29 
III.3 Terminación de pozos y consideraciones operacionales 33 
 III.4 Operaciones de campo y adquisición de datos 40 
 III.5 Procesamiento de Registros Geofísicos 44 
 III.6 Ambiente en pozo entubado 48 
IV. Estado del pozo: Integridad de la tubería 53 
IV.1 Introducción 53 
 IV.2 Principales daños en la tubería 54 
 IV.2.1 Acumulación de arena y sólidos 54 
 IV.2.2 Acumulación de sedimentos minerales 56 
 IV.2.3 Corrosión 59 
IV.3 Tipos de inspección del casing 61 
 IV.3.1 Calipers Mecánicos 62 
 IV.3.2 Herramientas electromagnéticas de inspección de la tubería de
revestimiento 65 
 IV.3.2.1 Herramienta de evaluación de protección y corrosión 65 
IV.3.2.2 Dispositivo de almohadilla (PAD TYPE): Configuración, 
registro y operación 70 
 IV.3.2.3 Operación y registro de la herramienta de dispositivo de 
cambio de fase electromagnético 74 
 IV.3.3 Herramienta de video en pozo 78 
V. Estado del pozo: Calidad del cemento 83 
V.1 Introducción 83 
V.2 Control de la cementación por medio del CBL 86 
 V.2.1 Principio de medición del CBL 87 
 V.2.2 Evaluación cuantitativa 89 
 V.2.3 Anomalías del registro CBL 90 
V.3 Evaluación de la cementación por medio del CET 94 
 V.3.1 Principio de medición y diseño de la herramienta CET 94 
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II. Conclu
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RESUMEN 
Los registros geofísicos de pozo son una herramienta fundamental para la exploración y 
producción del yacimiento, hoy en día no se entiende ninguna operación en campo dentro 
del ámbito petrolero sin la utilización de éstos. Son tres los principales tipos de registros 
geofísicos utilizados en la industria petrolera; registros en tiempo real, registros en pozo 
abierto y registros en pozo entubado. El uso de cada uno de ellos está en función de los 
parámetros petrofísicos que se necesiten conocer para el objetivo planteado. 
La unión que existe de los datos petrofísicos y exploratorios garantiza el éxito de 
producción de un yacimiento petrolero. Dentro de la industria petrolera el trabajo individual 
no tiene cabida; todas las actividades realizadas tienen que estar ligadas entre sí para poder 
concretar la meta final, tan importante es la fase de exploración como la fase de 
producción, es por ello que hay que entender a la industria petrolera como una actividad 
multidisciplinaria. 
Los registros en pozo entubado por su parte nos brindan información detallada acerca de 
las zonas que producen, además de la detección primaria de anomalías como zonas 
ladronas, zonas fracturadas, cemento canalizado y la evaluación de la formación. 
El presente trabajo tiene como objetivo mostrar la información más importante acerca de 
los registros geofísicos en pozo entubado que se emplean en la actualidad dentro de la 
industria petrolera, así mismo se resalta la importancia que tienen éste tipo de registros 
dentro de las operaciones y sus principales aplicaciones, resaltaremos de igual manera el 
principio físico bajo el cual operan las herramientas, la interpretación del registro y los 
distintos ambientes de adquisición. Para ello este trabajo de tesis se ha dividido en seis 
capítulos, a través de los cuales se mencionan todas estas características. 
Los Capítulos I y II nos brindan un panorama muy general acerca de la importancia de los 
registros geofísicos en la industria petrolera. En el Capítulo III se menciona con mayor 
detalle la importancia de los registros en pozo entubado, sus alcances y limitaciones. Por 
otro lado en los Capítulos IV y V se mencionan los distintos tipos de registros en pozo 
entubado, así como las herramientas empleadas para evaluar el estado del pozo, tanto de la 
integridad de la tubería como de la calidad de la cementación. 
En el capítulo VI se hace mención acerca de los registros en pozo entubado encargados de 
la evaluación de la formación, se comenta su principio físico, las principales herramientas, 
sus principales aplicaciones y limitantes. Por último en el capítulo VII se muestran las 
conclusiones del trabajo y las expectativas que se tienen hacia los registros geofísicos de 
pozo entubado, así como una recopilación de las principales ventajas y desventajas que 
tienen hoy en día.
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sentido (desde el punto de vista económico) realizar operaciones de adquisición de registros 
una vez que han cesado las operaciones de perforación y el equipo de perforación ha sido 
liberado. Por ejemplo, en una campaña de perforación de pozos múltiples, algunos 
operadores prefieren entubar todos los pozos y evaluarlos después. También hay pozos y 
campos existentes en los que las recompensas potenciales que se presentan detrás del 
revestimiento son demasiado valiosas para pasarlas por alto.
En campos maduros, habitualmente conocidos como campos “marginales,” los operadores 
re-evalúan zonas donde se adquirieron registros hace décadas, utilizando solamente 
dispositivos de rayos gamma, potencial espontáneo y resistividad. 
En otras situaciones, los pozos pueden penetrar formaciones donde no se adquirió registro 
alguno. Las nuevas mediciones facilitan la evaluación de formaciones, sin perjuicio de cuán 
antiguo sea el pozo. Habitualmente, el costo de la adquisición de datos en estos pozos 
entubados es mucho menor que el de la perforación de un pozo nuevo que se realiza con el 
exclusivo propósito de recolectar datos. El riesgo de las operaciones de adquisición de 
registros de pozo entubado es considerablemente menor que el de las operaciones de 
perforación. Cuando se perforan pozos nuevos, los operadores ocasionalmente encuentran 
formaciones en las que las condiciones de adquisición de registros a agujero descubierto 
son difíciles. En lugar de arriesgarse a perder una herramienta por atascamiento en estas 
formaciones, los operadores pueden optar por una evaluación de formaciones en pozo 
entubado completa, o adquirir registros de pozo entubado para complementar los registros 
adquiridos durante la perforación. En áreas donde la adquisición de registros a agujero 
descubierto es difícil, los operadores ahorran tiempo y dinero, y optimizan sus programas 
de evaluación de formaciones mediante la planeación anticipada de las operaciones de 
adquisición de registros en pozo entubado. La adquisición de registros en pozo entubado 
también ayuda a los operadores a evaluar los efectos de la producción, tales como el 
movimiento de los contactos de fluidos, los cambios de saturación y presión, y los perfiles 
de agotamiento e inyección. Una serie integrada de herramientas nuevas y no tan nuevas 
posibilita estos tipos de evaluaciones y los hace eficaces desde el punto de vista de sus 
costos. 
Varios elementos clave contribuyen a la efectiva evaluación de formaciones detrás del 
revestimiento. Una comprensión exhaustiva de la condición de la tubería de revestimiento y 
del cemento constituye un requisito previo para una evaluación exitosa. Un registro de 
evaluación de la cementación (la combinación de datos de la herramienta de generación de 
Imágenes Ultrasónica y la herramienta de Adherencia del Cemento es lo ideal), revela 
cualquier anomalía de la cementación que podría afectar los resultados obtenidos por las 
herramientas de evaluación de formaciones a través de la tubería de revestimiento. Desde 
luego, que el diámetro del pozo y la configuración de su terminación, inciden en la 
selección de la herramienta de adquisición de registros. Los intérpretes de registros 
experimentados incorporan los detalles de las terminaciones geometría del pozo, tubulares, 
ángulo de inclinación y cualquier restricción de fondo de pozo y los datos de registros de 
pozos en las estimaciones de producción y las recomendaciones para efectuar las 
operaciones de disparos y otros procedimientos, tales como tratamientos de estimulación. 
Estas recomendaciones provienen de una descripción detallada de la formación-porosidad, 
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Capítulo II. Generalidades de los registros
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I.1 INTRODUCCIÓN
Cuando nace la industria petrolera, fue muy sencillo localizar yacimientos, porque se 
explotaban los más superficiales, cuya existencia era ya conocida. Al pasar el tiempo la 
industria toma una gran importancia en la economía del país, originando que se realice una 
búsqueda intensiva de nuevos yacimientos, convirtiéndose entonces, esta actividad en una 
verdadera ciencia, con aportes de geofísica, geología y petrofísica. 
Actualmente, el hallazgo y la producción de yacimientos petrolíferos son tareas 
científicamente organizadas, que se planifican con mucho cuidado y detalle. Todo inicia 
con las actividades relacionadas con etapas de exploración y posteriormente, con etapas de 
localización, evaluación y desarrollo de los yacimientos petroleros. Estas etapas dependen 
fuertemente de que se tenga un buen conocimiento acerca de la magnitud y de la 
variabilidad espacial de elementos estructurales, recipientes de almacenamiento de 
hidrocarburos, así como de la velocidad de las ondas acústicas P y S, las permeabilidades 
relativas y propiedades mecánicas y petrofísicas de la roca. Tanto la factibilidad técnica 
como la económica de desarrollar un prospecto de yacimiento petrolero, dependen de que 
las rocas que intervienen exhiban una combinación adecuada de estas propiedades, para así 
constituir una estructura geológica confinante y almacenadora de hidrocarburos, que sea 
factible de desarrollarse técnicamente y a la vez que tenga el potencial de redituar un 
beneficio económico. 
 La exploración para localizar hidrocarburos se inicia con un entendimiento de la geología 
regional, lo cual se complementa con la interpretación sísmica detallada de la zona para 
proporcionar el modelo conceptual de un yacimiento potencial; es decir, de una estructura 
geológica en la cual pudieran existir hidrocarburos. Después se perforan pozos 
exploratorios y las preguntas que surgen inmediatamente son las siguientes: 
• ¿Hay hidrocarburos presentes? 
• ¿Los hidrocarburos presentes son aceite, gas o ambos? 
• ¿Cuál es el volumen de los hidrocarburos? 
• ¿En qué porcentaje podrán ser producidos? 
• ¿Cuáles son los riesgos técnicos y financieros asociados con el desarrollo del campo? 
• ¿Cuáles son las posibilidades reales de lograr el éxito comercial? 
Un elemento básico para poder dar respuestas fundamentadas a estas preguntas, consiste en 
cuantificar las propiedades relevantes tanto de las rocas, como de los fluidos que éstas 
contienen; además de integrar e interpretar los datos resultantes en términos de la viabilidad 
técnica y financiera del proyecto de desarrollo. 
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Es por ello que actualmente la explotación de un yacimiento petrolero conlleva una serie de 
actividades muy bien organizadas por las compañías petroleras, que han adoptado una serie 
de pasos que comienzan con los trabajos de exploración geofísica y geológica que 
concluyen con la parte de producción del hidrocarburo. Actualmente, la mayoría de las 
compañías petroleras realizan un plan de desarrollo del yacimiento basado en tres fases. 
La primera de estas fases es conocida como Downstream, que incluye actividades de 
refinación, ventas y distribución del hidrocarburo, la segunda fase llamada Midstream, 
involucra la transportación y procesos de almacenamiento del hidrocarburo, y por último, la 
fase llamada Upstream que involucra actividades de exploración y producción del 
hidrocarburo. El propósito de este plan de desarrollo es que cada fase sea complemento de 
la fase consecuente a ésta y ayude a desarrollar de manera óptima la explotación de todo el 
yacimiento. En la figura 1 se muestran las actividades que se desarrollan dentro de la fase 
upstream.
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Figura 1. Esquema de las operaciones dentro de la fase upstream
La extracción del hidrocarburo forma parte también de la fase upstream y se realiza de 
acuerdo con las características propias de cada yacimiento. Por ejemplo, para que un pozo 
produzca, se baja una especie de cañón y se perfora la tubería de revestimiento a la altura 
de las formaciones donde se encuentra el yacimiento. En caso de que el hidrocarburo sea 
crudo o petróleo, éste fluye por esos orificios hacia el pozo y se extrae mediante una tubería 
de menor diámetro, conocida como "tubing" o "tubería de producción".
Por su parte, si el yacimiento tiene energía propia, generada por la presión subterránea y 
por los elementos que acompañan al petróleo (por ejemplo gas y agua), éste saldrá por sí 
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asciende por el espacio anular que hay entre la tubería y las paredes del hueco. El material 
que saca sirve para tomar muestras y saber qué capa rocosa se está atravesando y si hay 
indicios de hidrocarburos.
Dentro de la perforación de un pozo es elemental proteger el pozo de derrumbes, 
filtraciones o cualquier otro problema propio de la perforación, para ello se pegan a las 
paredes del hueco, por etapas, tubos de revestimiento con un cemento especial que se 
inyecta a través de la misma tubería y se desplaza en ascenso por el espacio anular, donde 
se solidifica. Al finalizar la perforación el pozo queda literalmente entubado (revestido) 
desde la superficie hasta el fondo, lo que garantiza su consistencia y facilitará 
posteriormente la extracción del petróleo en la etapa de producción.
Por otro lado, la perforación en el subsuelo marino sigue en términos generales los mismos 
lineamientos, pero se efectúa desde enormes plataformas ancladas al lecho marino o que 
flotan y se sostienen en un mismo lugar. Son verdaderos complejos que disponen de todos 
los elementos y equipo necesarios para el trabajo petrolero. 
Es una realidad que el éxito de perforar un pozo petrolero y de que éste resulte productor es 
del 50%, esto radica en que dentro de la exploraciónpetrolera los resultados no siempre son 
positivos. En la mayoría de las veces los pozos resultan secos o productores de agua. En 
cambio, los costos son elevados, lo que hace de esta actividad una inversión de alto riesgo. 
 
I.2 EXPLORACION PETROLERA
Desde sus inicios hasta la actualidad dentro de la exploración petrolera se han ido 
desarrollando nuevas y complejas tecnologías. Sin embargo, este avance que ha permitido 
reducir algunos factores de riesgo, no ha logrado hallar un método que permita de manera 
indirecta definir la presencia de hidrocarburos. Es por ello que para comprobar la existencia 
de hidrocarburos se debe recurrir a la perforación de pozos exploratorios.
Los métodos empleados en la exploración petrolera son muy variados: desde el estudio 
geológico de las formaciones rocosas que están aflorando en superficie hasta la observación 
indirecta, a través de diversos instrumentos y técnicas de exploración. 
Una de las herramientas más utilizadas en esta etapa son los mapas. Hay mapas de 
afloramientos (que muestran las rocas que hay en la superficie), mapas topográficos y los 
mapas del subsuelo. Estos últimos quizás sean los más importantes porque muestran la 
geometría y posición de una capa de roca en el subsuelo, y se generan con la ayuda de una 
técnica básica en la exploración de hidrocarburos: la sísmica de reflexión. 
La sísmica de reflexión consiste en provocar mediante una fuente de energía (con 
explosivos enterrados en el suelo normalmente entre 3 y 9 metros de profundidad o con 
camiones vibradores), un frente de ondas elásticas que viajan por el subsuelo y se reflejan 
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levantamiento aeromagnético, conducido en conjunto con el estudio aerogravimétrico, 
provee un método muy confiable y preciso para determinar la profundidad al depósito 
sedimentario (típicamente 5% o menos de la profundidad debajo del nivel de vuelo). 
Un objetivo principal de levantamientos aerogravimétricos o magnetométricos es ganar una 
mejor comprensión de la geología regional, a fin de limitar económicamente los estudios 
sísmicos tan costosos a las áreas más probables de una concesión petrolera. 
Asimismo, los geólogos inspeccionan personalmente el área seleccionada y toman muestras 
de las rocas de la superficie para su análisis. En este trabajo de campo también utilizan 
aparatos gravimétricos de superficie que permiten medir la densidad de las rocas que hay en 
el subsuelo. 
De igual modo, la aerogravimetría combinada con la magnetometría, nunca podrán 
reemplazar la información sísmica, pero sí constituir una ayuda efectiva para racionalizar la 
programación de los trabajos de prospección sísmica. 
En la exploración petrolera los resultados no siempre son positivos. Muchas veces los 
pozos resultan secos o productores de agua. En cambio los costos son elevados, lo que hace 
de esta actividad una inversión de alto riesgo. Si a ello le sumamos el hecho de que desde el 
descubrimiento de un nuevo yacimiento hasta su total desarrollo pueden ser necesarios 
varios años de trabajos adicionales, en lo que deben invertirse grandes sumas de dinero. 
I.3 REGISTROS GEOFÍSICOS, SU IMPORTANCIA EN LA INDUSTRIA 
PETROLERA
Como se ha mencionado con anterioridad la petrofísica desempeña un papel de gran 
importancia en el desarrollo y preparación del pozo, así como en la especificación de cuáles 
o qué registros son necesarios de adquirir en las distintas secciones del pozo. 
El objetivo de un estudio petrofísico está orientado a construir un modelo estático y 
dinámico del yacimiento de aceite y gas. Un primer modelo estático es elaborado a partir de 
la caracterización y cuantificación de la estructura geológica antes de cualquier proceso de 
producción de campo para posteriormente generar un modelo dinámico conjunto con todos 
los parámetros petrofísicos. 
Dentro de los parámetros necesarios para la evaluación de un primermodelo y por 
mencionar algunos, se encuentran: 
� El volumen de roca total del yacimiento que almacena al hidrocarburo. 
� El volumen neto que es ocupado por el espacio de poro en la formación, así como, 
el espacio de poro que contiene hidrocarburo. 
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formación que contiene fluidos. 
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producir ese pozo o bien, si se sigue perforando hasta encontrar hidrocarburo o en el peor 
de los casos si se abandona el proyecto. 
Figura 2. Clasificación de los Registros Geofísicos 
La diferencia entre un tipo de registro y otro radica en el principio físico de operación con 
el que trabaja la herramienta y sobre todo las condiciones en las cuales fue adquirido. Tanto 
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Usar tecnología LWD, registros durante la perforación, conlleva a una serie de problemas 
durante la perforación, así como también una serie de gastos adicionales. Sin embargo, su 
uso puede estar justificado cuando: 
� En tiempo real la información es necesaria por cuestiones operativas, tales como la 
dirección de un pozo, como por ejemplo cuando éste lleva una trayectoria horizontal 
o en caracterizar una formación geológica en particular; en la recolección de cimas 
de estratos de una formación y en la ubicación de puntos de nucleado; también para 
obtener la profundidad de ajuste de la tubería de revestimiento.
� La adquisición de datos antes de que el agujero sea lavando o la invasión del pozo 
se produzca. 
� Es necesario, el respaldo de la información si existe un riesgo de perder el agujero. 
� La trayectoria del pozo es complicada, lo que hace difícil la adquisición por cable 
(por ejemplo, en pozos horizontales). 
Los datos LWD del pozo se puede almacenar en la memoria y ser recuperados cuando la 
herramientas se trae de vuelta a la superficie, pero también los datos pueden ser 
transmitidos como pulsos a través de la columna de lodo en tiempo real durante la 
perforación. En una operación típica ambos métodos de transmisión de datos son utilizados. 
Una vez que los datos de la memoria están llenos, ésta se sustituye con los pulsos y se 
recuperan cuando la herramienta es traída de vuelta a la superficie. Sin embargo, los 
factores que podrían limitar la capacidad para utilizar plenamente los dos conjuntos de 
datos son los siguientes: 
� Modalidad de Perforación: los datos pueden ser enviados por la columna de lodo 
sólo si la sarta de perforación está bombeando lodo a través de él.
� La duración de la batería: está en función de las herramientas y de la sarta de 
perforación, puede trabajar en modo de memoria sólo entre 40 y 90 horas 
� Tamaño de la memoria: la mayoría de la memoria de las herramientas LWD tienen 
un tamaño limitado que se reduce a unos pocos megabytes. Una vez que la memoria 
está llena, los datos empiezan a ser sobrescritos, dependiendo de la cantidad de 
parámetros que se registran, la memoria puede llegar a funcionar plenamente entre 
20-120 horas.
Algunos de los datos registrados pueden utilizarse únicamente si la sarta de perforación está 
rotando mientas se perfora, lo cual no siempre ocurre cuando se está utilizando un motor de 
lodo dirigible. En estas circunstancias, el ingeniero solicitará el equipo de perforación para 
adquirir datos en zonas particulares. Lo anterior, también puede ser requerido si la tasa de 
penetración (RP), ha sido muy alta como para afectar a la precisión de las herramientas que 
trabajan en datos estadísticos (por ejemplo, la densidad/neutrón), o si el intervalo de 
muestreo para que trabajen las herramientas en determinados periodos de tiempo aumenta. 
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Una vez que una sección del pozo ha sido completada, se jala la barrena hacia la superficie, 
dando una oportunidad de adquirir más registros de pozo abierto a través de cable o 
mediante la sarta de perforación antes de que el pozo sea ademado o abandonado. Las 
versiones wireline de las herramientas LWD, descritas anteriormente junto con otras 
adicionales, se mencionan a continuación: 
� Rayos Gamma: mide la magnitud de la radioactividad natural presente en la 
formación. Esto es particularmente útil para distinguir arenas de lutitas en ambientes 
siliciclásticos. 
� Espectroscopía de Rayos Gamma Naturales: trabaja bajo los mismos principios 
que la herramienta anterior, aunque ésta separa los contadores de rayos gamma en 
tres ventanas de energía para determinar las contribuciones relativas provenientes 
del 1) Uranio, 2) Potasio y 3) Torio que existe en la formación. Estos datos pueden 
emplearse para determinar las proporciones relativas de ciertos minerales en la 
formación. 
� Potencial Espontáneo (SP): mide la diferencia de potencial que ocurre de forma 
natural cuando el lodo filtrado con una cierta salinidad invade la formación que 
contenía agua con una salinidad diferente. Esto puede ser usado para estimar la 
extensión de la invasión y en algunos casos, la salinidad del agua de formación. 
� Caliper: mide la geometría del pozo usando dos o cuatro brazos. Éste proporciona 
el diámetro visto por la herramienta sobre los diámetros mayor y menor del pozo. 
� Densidad: la versión wireline de esta herramientanormalmente tiene una fuente 
más fuerte que la usada en los registros LWD, también incluye una curva Pe (factor 
fotoeléctrico), útil en la evaluación de litología compleja. 
� Porosidad Neutrón: el neutrón estándar más utilizado es un dispositivo de 
neutrones termal. Sin embargo, los nuevos dispositivos normalmente utilizan 
neutrones epitermales (que presenta un avance al tener una menor dependencia de la 
salinidad), y un contador en los generadores de neutrón de tipo minitron en vez de 
fuentes químicas. 
� Sónico completo de forma de onda: además de la velocidad compresional básica 
(Vp) de la formación, las herramientas avanzadas pueden medir la velocidad de 
cizalla, velocidad de Stonely, y muchos otros modos de sonido en el pozo, interface 
formación/agujero y formación. 
� Resistividad: estas herramientas caen dentro de dos categorías principales: los 
registros Laterolog y los registros de inducción. Las herramientas Laterolog utilizan 
corrientes de baja frecuencia, por lo tanto requieren un lodo base agua (WBM, 
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primeros arribos, el estudio es llamado normalmente como prueba de disparo de 
pozo (WST, Well Shot Test), o estudio de prueba de disparo (checkshot). Los VSP´s, 
o WST´s, también pueden llevarse a cabo en pozos ademados. 
Las mediciones básicas realizadas por las herramientas de registros en agujero-abierto son 
la porosidad y la resistividad. Con la obtención de estos resultados básicos, se puede 
calcular gracias a la ecuación de Archie (y tomando en cuenta otras variables y exponentes 
obtenidos de datos de núcleos y pruebas de laboratorio), un porcentaje o una fracción del 
espacio de poro en la formación que es ocupado por agua, conocida como agua de 
saturación. Si el agua de saturación de una formación es conocida, entonces es un indicador 
directo de la cantidad de hidrocarburo que hay en la formación, ya que lo que no es agua 
muy posiblemente sea algún hidrocarburo. 
Las adquisiciones de datos petrofísicos en agujero-abierto tienen un carácter básicamente 
exploratorio y están orientados a evaluar a la formación al igual que lo hacen los registros 
en tiempo real, a diferencia de estos tipos de registros, los datos adquiridos en cased-hole o 
pozo-ademado son utilizados básicamente para el análisis de la producción del pozo, y en la 
evaluación de problemas mecánicos del mismo. 
I.6 REGISTROS WIRELINE EN POZO ADEMADO, CASED-HOLE 
Cuando el pozo ha sido ademado y se corre una sarta de terminación para hacer producir el 
pozo, se utilizan ciertos tipos de registros adicionales con propósitos de monitoreo. Esto 
incluye:
� Herramienta de decaimiento termal (TDT): esta herramienta de neutrones trabaja 
con los mismos principios que una herramienta de porosidad-neutrón; es decir, que 
miden los contadores de rayos gamma cuando los neutrones termales son 
capturados por la formación. Sin embargo, en vez de medir el HI (índice de H), 
éstas están diseñadas específicamente para medir la captura de neutrones en la 
sección transversal, la cual depende principalmente de la cantidad de cloro presente 
como salmuera en la formación. Además, si la salinidad del agua de formación se 
conoce de forma precisa, junto con la porosidad, se puede determinar Sw. La 
herramienta es particularmente útil cuando se corre en el modo de lapso de tiempo 
(time-lapse mode) para monitorear cambios en la saturación, ya que muchas 
incógnitas derivadas de las propiedades de la formación y el pozo se pueden 
eliminar. 
� Herramienta de espectroscopia de rayos gamma (GST): esta herramienta trabaja 
bajo el mismo principio que la herramienta de densidad, excepto que mediante las 
mediciones de las contribuciones derivadas de varias ventanas de energía de las 
llegadas de los rayos gamma a los detectores, se pueden determinar las proporciones 
relativas de varios elementos. En particular, mediante las mediciones de las 
cantidades relativas de carbón y oxígeno (independientes de la salinidad), se pueden 
realizar mediciones de Sw.
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Sin embargo, cuando la desviación del agujero es tal que no es posible correr herramientas 
usando las técnicas wireline convencionales, las herramientas se corren normalmente en la 
tubería de perforación, que en esencia no son diferentes a los registros convencionales. No 
obstante, hay una gran cantidad de consideraciones importantes, debido a la necesidad de 
tener un contacto eléctrico con la sarta. Los registros a través de tubería (pipe conveyed 
logging), son caros en términos del tiempo en plataforma y actualmente es usado sólo 
cuando no es posible obtener datos mediante LWD.
La mayoría de los contratistas ofrecen un medio para convertir una operación de registros 
típica de wireline a una operación a través de la tubería (pipe conveyed logging), pero si la 
sarta que se corrió en un pozo para “n” registro wireline convencional se llegará a pegar en 
el pozo, se emplearía de una nueva técnica conocida como “logging while fishing”. 
Por otro lado, es importante resaltar que el carácter de los registros de cased-hole determina 
en gran medida al análisis de la integridad de la tubería en un pozo. Es de vital importancia 
en el proceso de producción, que se encuentre en óptimas condiciones la tubería de 
producción y la tubería de revestimiento, así como la calidad de la cementación, para que 
de esta manera se evite la pérdida de hidrocarburo y fallas mecánicas mayores. El análisis 
de la integridad de la tubería y del pozo mismo son labores que se realizan dentro de las 
operaciones de casd-hole, y a su vez, en operaciones donde se emplean registros de 
producción.
El propósito de este trabajo está orientado en mostrar las principales aplicaciones en la 
industria petrolera de operaciones de registros en pozo entubado, así como mostrar las 
distintas herramientas y técnicas ocupadas para evaluar la formación y determinar la 
integridad del pozo. Los registros de producción no son tema de este trabajo en cuestiones 
del comportamiento del fluido dentro del pozo; sin embargo, sí es de interés el uso de este 
tipo de registros en la evaluación mecánica del pozo. 
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En ese momento, Pechelbronn era el único campo petrolero conocido en Francia. El 28 de 
Julio de 1928, los propietarios de los campos petroleros firmaron un contrato con la 
empresa Schlumberger para realizar registros de pozo. El primer contrato fue de 12.000 
francos (unos 2.600 dólares E.U.A.) por mes. Este fue el primer programa de registros 
geofísicos en pozo de la historia. 
En 1929, el registro eléctrico resistivo fue introducido formalmente en algunas bases 
comerciales en Venezuela, Estados Unidos y Rusia, poco tiempo después en las Indias 
Orientales. La utilidad de las mediciones de la resistividad para propósitos de correlacionar 
datos y para la identificación de estratos potencialmente productores de hidrocarburos fue 
reconocida rápidamente por la industria petrolera. 
Con los grandes y rápidos avances de tecnología dentro de la industria petrolera, la 
cementación del pozo se convirtió en pieza fundamental dentro de la producción y 
terminación del mismo. El procedimiento de cementación de una tubería de revestimiento 
en un pozo para aislar el intervalo productivo fue introducido por vez primera en 1920 por 
E.P. Halliburton. La cementación pronto se convirtió en la técnica de completación 
estándar dentro de la industria petrolera y la necesidad de tener un método para evaluar la 
calidad del cemento se hizo evidente. Fue de esa manera cómo surgió la necesidad de 
evaluar y analizar no sólo la calidad de la cementación sino la integridad del pozo en 
general. Los registros en pozo ademado o pozo entubado tuvieron su origen en 1933, 
cuando Schlumberger ofrece el registro de termómetro continuo cuya principal aplicación 
era la evaluación de la cementación mediante anomalías de calor provenientes del cemento. 
Hoy en día y en la búsqueda de mejorar la productividad de los campos, ampliar su vida útil 
y aumentar las reservas, las compañías petroleras necesitan ser capaces de identificar 
hidrocarburos aún no detectados, monitorear los cambios en la saturación de los fluidos y 
detectar el movimiento de los contactos de fluidos de los yacimientos. Muchas de las 
reservas de petróleo y gas descubiertas y que aún existen están contenidas en campos 
viejos,descubiertos entre la década de 1920 y la de 1950. En aquellos días, por lo general 
los hidrocarburos se detectaban sólo a través de registros eléctricos obtenidos en pozo 
abierto; a menudo los únicos registros disponibles. Incluso hoy en día, los registros de 
resistividad adquiridos en pozo abierto todavía son las mediciones más comúnmente 
utilizadas para evaluar las saturaciones de los yacimientos y distinguir las zonas que 
contienen hidrocarburos de las que contienen agua. Sin embargo, el monitoreo de los 
cambios de saturación en yacimientos viejos requería efectuar mediciones a través del 
revestimiento de acero, lo que no había podido ser posible con las herramientas de 
resistividad convencionales. 
Hasta hace poco, la evaluación de la saturación de hidrocarburos en un pozo entubado sólo 
era posible con herramientas nucleares. Estas herramientas tenían una reducida profundidad 
de investigación y su aplicación efectiva estaba limitada a altas porosidades y altas 
salinidades. Desde la invención de los registros de resistividad de pozo abierto, los expertos 
de todo el mundo se han esforzado por desarrollar una herramienta que pueda medir la 
resistividad detrás de la tubería. 
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Como se ha venido mencionando, la utilidad de los registros en pozo entubado tiene un 
gran campo de aplicación dentro de la industria petrolera. Para un mejor entendimiento 
acerca de los tipos de servicios y las diversas aplicaciones que tienen los registros en pozo 
entubado, éstos se dividen en las siguientes categorías: 
1. Evaluación de la Formación 
2. Calidad de la cementación 
3. Integridad de la tubería 
4. Registros de Producción 
5. Otras aplicaciones 
La descripción de cada una de estas categorías se muestra a continuación: 
Evaluación de la formación:� las herramientas de registros de esta categoría son 
diseñadas para evaluar las propiedades de la formación. Se incluye el contenido de 
arcilla en la formación, tipo de lutita y definición vertical de las zonas que estén 
limpias y libres de arcilla. Los servicios de registros en esta categoría también son 
capaces de determinar el tipo de roca (arena, limolita, etc.), el tipo de hidrocarburo; 
es decir, gas o petróleo y la saturación. Otra información disponible incluye 
propiedades mecánicas de las rocas; mineralogía; su permeabilidad; presión; 
fracturamiento, e inclusive, algunas muestras de fluidos de la formación. 
Integridad del pozo: Dentro de esta categoría se engloba tanto la calidad de la 
cementación como la integridad de la tubería, ambas forman la integridad del pozo. 
Esta categoría incluye una gran variedad de registros para evaluar la calidad de la 
cementación alrededor del casing. La ubicación del cemento, la fracción de relleno 
anular y el esfuerzo compresivo del cemento pueden ser medidas. La condición de 
la tubería en términos de profundidad y del daño extenso también puede ser 
evaluada. Además determinadas herramientas pueden discriminar daños internos en 
la tubería de producción y en la cara exterior del casing, así como determinar 
problemas de corrosión y pérdida de metal. 
Registros de Producción: Esta categoría incluye herramientas de detección de 
canales detrás de la tubería, tanto en pozos de inyección como en pozos de 
producción. Estas herramientas además detectan zonas de inyección de fluido y 
también pueden detectar direccionalmente la orientación de ciertas partículas 
inyectadas. Asimismo, los registros de producción nos proveen con una gran 
exactitud la naturaleza y el comportamiento de los fluidos del pozo durante de la 
etapa de producción. Sin embargo, en operaciones especiales de igual manera, los 
registros de producción nos pueden proveer de valiosa información que nos 
permitirá definir con precisión roturas de tubería, así como determinar de qué 
manera puede ser la pérdida de circulación de fluido durante la terminación del 
pozo.
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