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UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO 
 
 FACULTAD DE INGENIERÍA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
“PREPARACIÓN DE MUESTRAS DE DIÁMETRO 
COMPLETO PARA ANÁLISIS PETROFÍSICO” 
 
 
 T E S I S 
 
 
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE 
 
 
I N G E N I E R O P E T R O L E R O 
 
 
P R E S E N T A : 
 
 
GERARDO BRAVO GARCÍA 
 
 
DIRECTOR DE TESIS: 
 
 
DR. RAFAEL HERRERA GÓMEZ 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
CIUDAD UNIVERSITARIA, MÉXICO, D. F. DICIEMBRE, 2007. 
 
UNAM – Dirección General de Bibliotecas 
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ÍNDICE 
Preparación de muestras de diámetro completo para análisis petrofísico 
Universidad Nacional Autónoma de México 
 Facultad de Ingeniería 1 
1. Introducción........................................................................................................................ 3 
2. Conceptos Básicos.............................................................................................................. 7 
2.1 ¿Por qué obtener núcleos? ............................................................................................ 7 
2.2 Toma de núcleos........................................................................................................... 7 
2.3 Tipos de núcleos ........................................................................................................... 8 
2.4 Análisis de núcleos ..................................................................................................... 10 
2.4.1 Análisis cuantitativo ............................................................................................ 10 
2.4.2 Análisis o evaluación cualitativa. ........................................................................ 11 
2.3.3 Diferentes pruebas que se aplican para el análisis de núcleos............................. 12 
2.4.3 Tipos de análisis de núcleos. ............................................................................... 13 
2.5 Características del yacimiento .................................................................................... 15 
2.5.1 Porosidad. ............................................................................................................ 15 
2.5.2 Permeabilidad. ..................................................................................................... 20 
2.5.3 Saturación ............................................................................................................ 26 
2.5.4 Tensión Interfacial (σ). ........................................................................................ 28 
2.5.5 Mojabilidad.......................................................................................................... 29 
2.5.6 Fuerzas Capilares................................................................................................. 34 
2.5.6.1 Presión Capilar (pc)................................................................................... 34 
3. Corte de núcleos ............................................................................................................... 36 
3.1 Métodos de corte de núcleos ...................................................................................... 39 
3.2 Toma de núcleos de fondo.......................................................................................... 40 
3.2.1 Nucleo convencional ........................................................................................... 41 
3.2.2 La barrena para núcleos....................................................................................... 42 
3.2.3 El barril portador de núcleos ............................................................................... 44 
3.2.3.1 El barril externo............................................................................................ 45 
3.2.3.2 El barril interno............................................................................................. 46 
3.2.4 Toma de muestras................................................................................................ 47 
3.2.5 Barril retráctil ...................................................................................................... 51 
3.2.5.1 Barriles recuperables con Cable ................................................................... 52 
3.2.5.2 Barriles recuperables con circulación inversa .............................................. 53 
3.2.6 Barriles con mangas de plástico .......................................................................... 54 
3.2.7 Barriles orientados............................................................................................... 56 
3.2.8 Barriles presurizados ........................................................................................... 57 
3.2.9 Barriles con esponja ............................................................................................ 62 
3.3 Toma de núcleos de pared. ......................................................................................... 63 
3.3.1 Pistola para núcleos de pared............................................................................... 63 
3.3.2 Rebanador de núcleos de pared ........................................................................... 66 
4. Recuperación de núcleos .................................................................................................. 68 
4.1 Preparativos para recuperar el núcleo......................................................................... 68 
4.1.1 Área de trabajo .................................................................................................... 68 
4.1.2 Piso de perforación .............................................................................................. 69 
4.2 Sacando al núcleo del barril ....................................................................................... 71 
4.3 Recuperación de núcleos ............................................................................................ 73 
4.4 Embalaje de los núcleos ............................................................................................. 75 
5. Preservación de núcleos.................................................................................................... 83 
5.1 Métodos secos ............................................................................................................ 85 
5.1.1 Envoltura ............................................................................................................. 85 
ÍNDICE 
Preparación de muestras de diámetro completo para análisis petrofísico 
Universidad Nacional Autónoma de México 
 Facultad de Ingeniería 2 
5.1.1.1 Envoltura con bolsas de plástico .................................................................. 85 
5.1.1.2 Envoltura con láminas de aluminio y cinta de plástico ................................ 86 
5.1.2 Sellado en latas herméticas.................................................................................. 86 
5.1.3 Sellado en tubos herméticos ................................................................................ 86 
5.1.4 Congelamiento de núcleos................................................................................... 87 
5.2 Métodosmojados........................................................................................................ 88 
5.2.1 Inmersión............................................................................................................. 88 
5.2.2 Revestimiento de plástico.................................................................................... 89 
5.2.3 Disminución de temperatura................................................................................ 90 
5.3 Combinación de métodos ........................................................................................... 90 
5.4 Métodos especiales de conservación .......................................................................... 91 
6. Selección de muestras para análisis.................................................................................. 92 
6.1 Tipo de muestras......................................................................................................... 94 
6.1.1 Muestras tapón..................................................................................................... 95 
6.1.2 Muestras de diámetro de diámetro completo....................................................... 95 
6.1.3 Muestras enteras .................................................................................................. 96 
6.1.4 Muestras de pared................................................................................................ 96 
6.2 Selección de muestras................................................................................................. 97 
6.3 Selección de muestras para pruebas específicas......................................................... 99 
6.3.1 Muestra para determinar la Saturación................................................................ 99 
6.3.2 Muestra para prueba de porosidad....................................................................... 99 
6.3.3 Muestra para prueba de permeabilidad.............................................................. 100 
6.3.4 Rebanador de muestras de diámetro completo .................................................. 100 
7. Preparación de muestras ................................................................................................. 102 
7.1 Marcado de muestras ................................................................................................ 102 
7.2 Lavado de muestras .................................................................................................. 103 
7.2.1 Solventes para remover contaminantes del núcleo............................................ 104 
7.2.2 Extracción por fuerza centrífuga ....................................................................... 108 
7.2.3 Extracción por fluido supercrítico ..................................................................... 108 
7.2.4 Extracción por empuje de gas............................................................................ 109 
7.2.5 Extracción por flujo de solventes a alta presión ................................................ 110 
7.2.6 Extracción por destilación ................................................................................. 110 
7.2.6.1 Aparato Dean-Stark. ................................................................................... 112 
7.2.6.2 Aparato Soxhlet. ......................................................................................... 114 
7.2.7 Métodos alternos ............................................................................................... 117 
7.3 Liberación de solventes y humedad.......................................................................... 118 
Conclusiones y recomendaciones....................................................................................... 120 
Metodología para manejo de núcleos previo al análisis ..................................................... 123 
Metodología para el lavado (aparato Soxhlet), secado, y almacenamiento de muestras.... 125 
Bibliografía......................................................................................................................... 126 
Preparación de muestras de diámetro completo para análisis petrofísico 
Gerardo Bravo García 
Universidad Nacional Autónoma de México 
 Facultad de Ingeniería 3 
1. Introducción 
El objetivo de la Ingeniería de Yacimientos es ofrecer una descripción completa y certera 
de los yacimientos de hidrocarburos. Para lograr esto, el ingeniero de yacimientos se apoya 
en diversos métodos y fuentes de información, como sísmica, registros geofísicos, pruebas 
de pozos, análisis de recortes, análisis de núcleos, entre otros. Estos métodos proporcionan 
al ingeniero un amplio rango de escalas para analizar y describir al yacimiento, desde un 
nivel microscópico a uno megascópico que provee información de muchos metros 
alrededor del pozo. 
 
Son muchas las propiedades del yacimiento que se pueden determinar de un análisis, pero 
tres de ellas son las fundamentales o claves para la descripción del mismo: Porosidad, 
saturaciones de fluidos y permeabilidad. 
 
Existen muchos métodos que permiten determinar estas propiedades, pero diferentes 
métodos proporcionan diferentes resultados. Un ejemplo claro de esto se presenta cuando 
se determina la porosidad mediante mediciones a un núcleo en el laboratorio y la porosidad 
que se mide mediante registros geofísicos. Al obtener la porosidad con núcleos y con 
registros no sólo los métodos son diferentes, sino que se está midiendo diferentes tipos de 
porosidad a diferentes condiciones fisicoquímicas y a diferentes escalas. 
 
Entonces, al tener diversas fuentes de información, se necesita tener un parámetro o línea 
base para las mediciones de las propiedades del yacimiento. El análisis de núcleos 
normalmente se toma como el estándar. 
 
El análisis de núcleos es un componente muy importante de la caracterización de 
formaciones y es especialmente importante en yacimientos complejos que van a ser 
desarrollados. 
 
La información obtenida del análisis de núcleos es la piedra angular sobre la cual se apoya 
la evaluación de la formación. Provee, de forma directa, mediciones de muestras intactas de 
Preparación de muestras de diámetro completo para análisis petrofísico 
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 Facultad de Ingeniería 4 
la formación, lo cual arroja información invaluable para que, con ayuda de la información 
de registros geofísicos, se pueda extender la caracterización de pocos pozos a un campo 
petrolero completo. 
 
Pero como todas las mediciones, el análisis de núcleos no está exento de limitaciones. Los 
resultados que se determinen de éste, dependerán de problemas intrínsecos a la obtención, 
conservación y preparación de las muestras, y a la forma en que se midan las propiedades 
petrofísicas. 
 
En el análisis de núcleos la porosidad es obtenida primero, ya que se necesita para 
determinar la saturación de fluidos y la permeabilidad, que normalmente es obtenida al 
final. Debido a que el análisis se realiza de forma cronológica y por etapas, se debe ser muy 
cuidadoso ya que un error puede ser transferido de una etapa a otra. 
 
Los resultados de un análisis de núcleos están influenciados en gran medida por la forma 
como se obtienen las muestras, es por esto que la toma de muestras y su manejo en el pozo 
deben realizarse obedeciendo prácticas apropiadas. 
 
El objetivo de cualquier operación, de toma de núcleos y preservación de los mismos, debe 
ser obtener roca que sea representativa del yacimiento. Para esto, se debe evitar cualquier 
alteración física que se le pudiera ocasionar a las muestras por problemas intrínsecos a las 
operaciones de obtención, manejo y preservación. 
 
Los mayores problemas que se presentan durante la obtención, manejo y preservación de 
los núcleos son: 
 
1. Diseñar una herramienta para tomar muestras y un programa del fluido de 
perforación queminimice la invasión del lodo al núcleo y maximice los parámetros 
de perforación. 
2. Seleccionar un material para conservar al núcleo que no reaccione con él, para 
prevenir la pérdida de fluidos o la absorción de contaminantes. 
Preparación de muestras de diámetro completo para análisis petrofísico 
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 Facultad de Ingeniería 5 
3. Aplicar correctamente los métodos de manejo y conservación de núcleos, basados 
en el tipo de roca, grado de consolidación y tipo de fluido. 
 
No existe un método que sea considerado el mejor en cuanto al manejo y preservación de 
núcleos. Al existir deferentes tipos de roca, se requieren diversas precauciones que se 
adecuen al problema. La preservación de núcleos es un intento por mantener la muestra, 
antes del análisis, en las mismas condiciones en las que se encontraba antes de retirarla del 
barril. En el proceso de corte, recuperación y acarreo del núcleo a la superficie, el contenido 
de fluidos de la roca es inevitablemente alterado debido al cambio de presión y 
temperatura; algunas muestras se mantienen presurizadas para minimizar este efecto. La 
experiencia ayuda a determinar el mejor método de preservación para una roca en cuestión. 
El método de preservación va a depender de la composición, grado de consolidación y de 
las características visibles de la roca (fracturas, vúgulos). Las técnicas necesarias para 
preservar núcleos también dependen del tiempo de transportación al laboratorio, tiempo de 
almacenamiento y de la naturaleza de las pruebas a las que van a ser sometidos. 
 
Las rocas que necesitan procedimientos especiales, de recolección y de manejo en el pozo, 
son las rocas no consolidadas. Este tipo de rocas incluye a las que contienen aceite con 
componentes ligeros y pesados, calizas con vúgulos, evaporitas, rocas fracturadas, rocas 
con alto contenido de minerales arcillosos, lutitas y diatomitas. 
 
Para preservar núcleos para el análisis de laboratorio, los métodos preferidos son: 
 
• Congelamiento (común y controversial) 
• Estabilización mecánica 
• Control de humedad 
• Empacamiento en plástico 
• Sellarlo en mangas desmontables del barril muestreador 
• Uso de dispositivos especiales de sellado hermético 
 
Preparación de muestras de diámetro completo para análisis petrofísico 
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 Facultad de Ingeniería 6 
Las rocas muy deleznables, se les maneja mejor congeladas. Debido a que, antes del 
análisis, la alteración física se presenta en el manejo y preparación de las muestras. Los 
efectos que se generan en las propiedades petrofísicas de un núcleo al congelarlo son 
desconocidos, pero preparar muestras de diámetro completo o tapones de una roca no 
consolidada ofrece muchas dificultades. Las muestras no consolidadas que son congeladas, 
deben estar cubiertas por una capa de hielo que reduzca la pérdida por sublimación de los 
fluidos volátiles. 
Las muestras consolidadas nunca deben congelarse porque se generarían daños 
estructurales irreversibles. 
 
Debido a que el objetivo fundamental del análisis de núcleos es obtener información 
representativa de las propiedades petrofísicas de la roca del yacimiento, todas las acciones 
antes de que se le realicen pruebas de laboratorio a los núcleos deben hacerse con mucho 
cuidado para no contaminarlos. La toma de muestras (nucleo), manejo y preservación 
deben de realizarse de forma que se evite la pérdida de fluidos intersticiales y la 
contaminación con fluidos del exterior. 
Para obtener un análisis de núcleo confiable es muy importante la velocidad en tomar la 
muestra, sacarla, etiquetarla y preservarla, además se debe proteger al núcleo de 
temperaturas extremas, humedad y deshidratación. 
 
Además de los cuidados apropiados, se debe organizar un equipo interdisciplinario para 
asegurar que los resultados del análisis de núcleos sean representativos. Este equipo debe 
incluir ingenieros perforadores, ingenieros de yacimientos, geocientíficos, laboratoristas y 
otros individuos involucrados en el proceso. Se debe utilizar el protocolo de prueba 
adecuado para obtener información correcta. 
Un programa diseñado de forma apropiada beneficiará a los usuarios de los núcleos, 
inmediatos y futuros. 
 
 Capítulo 2 
 Conceptos básicos 
Preparación de muestras de diámetro completo para análisis petrofísico 
 Facultad de Ingeniería, UNAM 7 
2. Conceptos Básicos 
2.1 ¿Por qué obtener núcleos? 
El propósito de la toma de núcleos es obtener, en la superficie, fragmentos de roca que 
posean las mismas características que tenían antes de que se les retirara de la formación. 
Son rocas subterráneas llevadas a la superficie alterando al mínimo sus propiedades. Si las 
características se conservan se dice que el núcleo es representativo de la formación. El 
objetivo final es someterlos a un análisis en laboratorio para determinar las propiedades de 
la roca y del yacimiento. 
 
2.2 Toma de núcleos 
La toma de núcleos, es el proceso mediante el cual se obtienen muestras de roca del 
yacimiento. Los fragmentos que se obtienen poseen formas prismáticas dependiendo de la 
herramienta con que se corten (circular o triangular principalmente), o al menos se intenta 
que así sea para que se facilite el análisis. Las muestras se obtienen, dependiendo del 
método utilizado, cortándolas cuando se perfora el pozo o poco después de perforado. Los 
métodos de corte de núcleos se discutirán en el capítulo tres. 
 
La toma de núcleos se divide en cuatro etapas principales: 
1) Corte 
2) Recuperación 
3) Preservación 
4) Embalaje 
Además existen dos etapas subsecuentes que son muy importantes en el análisis de núcleos: 
5) Selección de muestras 
6) Preparación de muestras para pruebas de laboratorio 
 
Cada una se describirá a detalle en los capítulos posteriores. 
 
 Capítulo 2 
 Conceptos básicos 
Preparación de muestras de diámetro completo para análisis petrofísico 
 Facultad de Ingeniería, UNAM 8 
Comúnmente los términos núcleo y muestra se utilizan como sinónimos, sin embargo 
existen una clara diferencia entre ellas y en este trabajo se les manejará de forma separada. 
 
Como ya se mencionó, un núcleo es un fragmento de roca del yacimiento que puede o no 
poseer forma geométrica regular. Mientras que una muestra es una sección pequeña de un 
núcleo, con tamaño adecuado y una forma geométrica regular para ser sometida a análisis 
en el laboratorio. 
Un ejemplo de la diferencia entre estos dos términos se presenta cuando se tiene un núcleo 
cilíndrico de 2 metros de longitud, se pueden obtener de él (en teoría) 20 muestras de 10 
centímetros de largo cada una. 
 
2.3 Tipos de núcleos 
Los núcleos se clasifican principalmente en dos tipos, de acuerdo a la forma como se 
obtienen: 
1. Del fondo del pozo 
2. De la pared del pozo. 
 
Las características de ambos tipos son muy diferentes, en tamaño, forma, representatividad, 
estabilidad y, finalmente, utilidad. Se profundizará con los métodos de obtención de 
núcleos en el capítulo tres, ahí se dejará en claro el por qué de las características de cada 
uno. A continuación se presenta una tabla en donde se compararan de acuerdo a las ventajas 
y desventajas que ofrece cada uno. 
 Capítulo 2 
 Conceptos básicos 
Preparación de muestras de diámetro completo para análisis petrofísico 
 Facultad de Ingeniería, UNAM 9 
Tipos 
de 
núcleos 
Ventajas Limitaciones 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Núcleos 
de 
fondo 
• Proporcionan un muestreo 
continuo, 27 metros por núcleo. Se 
pueden obtener muestras para 
determinar saturaciones, 
permeabilidad, porosidad y otras 
propiedades petrofísicas. 
• Existe la opción de conservar la 
presión de la formación (barriles 
presurizados). 
• Existe la opción de conservar los 
fluidos originales de la formación 
(barriles con esponja) 
• Existe la opción de conservar 
núcleos de formacionesno 
consolidadas (barriles con mangas) 
• Se puede orientar la herramienta 
para calcular el rumbo y echado. 
• Las propiedades petrofísicas se 
alteran muy poco 
• Se pueden tomar muestras de 
diámetro grande que se alteran poco 
por filtrado de lodo. 
 
• Lentos de obtener y caros. 
• Necesitan planeación cuidadosa y 
gran coordinación entre el personal 
para asegurar que el núcleo llegue al 
laboratorio en condiciones óptimas 
para su análisis. 
• Es difícil obtener muestras continuas 
en formaciones fracturadas, 
cavernosas o poco consolidadas. 
• Las secciones perdidas o no 
recuperadas de núcleo, son 
imposibles de correlacionar. 
 
 
 
 
 
 
 
 
Núcleos 
de 
pared 
• Rápidos de obtener y más baratos 
que los núcleos de fondo. 
• Pueden tomarse en cualquier 
momento antes de que se cemente 
el pozo. 
• Los intervalos a muestrear pueden 
seleccionarse después de que se 
tomaron registros geofísicos y se 
identificaron zonas de interés. 
• El muestreo es discontinuo, se 
muestrea por puntos. 
• Las mediciones de saturación deben 
ajustarse debido a que el núcleo 
frecuentemente está alterado por 
filtrado de lodo. Debido a esto, pocos 
laboratorios efectúan mediciones de 
saturación en núcleos de pared. 
• El pequeño tamaño de las muestras 
limita las pruebas y la capacidad de 
extender la interpretación. 
• Las muestras de pared normalmente 
corresponden a la zona lavada por 
filtrado de lodo, los fluidos originales 
no están presentes. 
• Es difícil obtener núcleos de la zona 
no lavada, en formaciones 
fracturadas y/o poco consolidadas. 
• La permeabilidad no se mide si la 
muestra es de formación blanda. 
 Capítulo 2 
 Conceptos básicos 
Preparación de muestras de diámetro completo para análisis petrofísico 
 Facultad de Ingeniería, UNAM 10 
 
 
2.4 Análisis de núcleos 
El análisis de núcleos consiste en obtener información de los fragmentos de roca extraídos 
para caracterizar al yacimiento. Es decir, con la información recabada se construye, lo más 
certero posible, una visualización del yacimiento y de su potencial productivo. Existen dos 
tipos de información que se puede obtener de un núcleo: aquella que se determina por 
pruebas de medición en el laboratorio y la que se obtiene por inspección visual. 
 
El análisis de núcleos no es la única forma de determinar las propiedades de la roca, existen 
métodos indirectos como los registros geofísicos, pero sí es el único método que realiza 
mediciones directas sobre una muestra de roca de la formación. El análisis de núcleos se 
toma como parámetro principal de comparación, pero no sustituye a los otros métodos. Si 
se les combina se puede construir una mejor descripción del yacimiento. 
 
El análisis de núcleos se clasifica en dos: análisis cuantitativo y cualitativo. 
 
2.4.1 Análisis cuantitativo 
Si las características o propiedades de los núcleos se mantienen inalteradas desde antes del 
corte y hasta las pruebas de laboratorio, entonces se les puede medir con un grado alto de 
precisión. Las propiedades principales que se determinan son: porosidad, permeabilidad y 
saturaciones de fluidos. 
 
 Los resultados son muy importantes para el desarrollo o rediseño de la explotación de un 
yacimiento, se utilizan para estimar la cantidad de hidrocarburos, la distribución y el 
comportamiento del yacimiento. 
 
Pero lograr que las rocas mantengan un estado inalterado, o una alteración reversible, 
implica realizar acciones cuidadosas y seguir procedimientos estrictos a lo largo de todo el 
proceso de toma de núcleos (corte, recuperación, preservación, embalaje, selección de 
 Capítulo 2 
 Conceptos básicos 
Preparación de muestras de diámetro completo para análisis petrofísico 
 Facultad de Ingeniería, UNAM 11 
muestras y preparación). Los cambios bruscos de presión y temperatura, además de los 
golpes pueden ocasionar daños irreversibles en las propiedades físicas del núcleo. Esto 
ocasiona que los núcleos no sean representativos de la formación, se obtendría información 
poco certera y se realizaría una mala interpretación del yacimiento. 
 
2.4.2 Análisis o evaluación cualitativa. 
El análisis cualitativo consiste en obtener información estratigráfica de un núcleo mediante 
una evaluación visual. Es común que cuando se corta un núcleo, al análisis cualitativo se le 
tenga en segundo plano, pero la información que se obtiene de éste es muy importante. 
Tomando en cuenta el tamaño, la orientación en que fue tomado y el grado de 
contaminación, el núcleo proporciona información de: 
 
• Las características físicas de la formación 
• Estructuras sedimentarias 
• Interpretación de ambientes de depósito 
• Mineralogía 
• Huellas fósiles 
 
En algunas ocasiones, se decide tomar un núcleo por la necesidad de obtener información 
geológica mediante un análisis cualitativo. Por ejemplo, si se tiene un pozo exploratorio sin 
información o muy poca que ayude a hacer correlaciones, se tiene que tomar un núcleo 
antes de tomar una decisión de qué hacer con el pozo. En la mayoría de las ocasiones, no es 
suficiente la necesidad de realizar un análisis cualitativo para decidir cortar un núcleo. 
 Capítulo 2 
 Conceptos básicos 
Preparación de muestras de diámetro completo para análisis petrofísico 
 Facultad de Ingeniería, UNAM 12 
2.3.3 Diferentes pruebas que se aplican para el análisis de núcleos 
Tabla tomada de los Apuntes de Caracterización de Formaciones, Ing. Manuel Villamar Vigueras, 
FI-UNAM. 
Muestras Pequeñas en 
formaciones 
consolidadas con 
porosidad primaria 
 
Muestras pequeñas en 
formaciones 
deleznables con 
porosidad primaria. 
Muestras grandes en 
formaciones 
consolidadas con 
porosidad secundaria 
 Núcleos 
“Frescos” 
formaciones 
consolidadas 
con porosidad 
primaria 
Resistividad 
 
Recubrimiento de las 
muestras con plástico
Extracción de fluidos 
de los núcleos 
 Determinación 
del contenido 
de fluidos y de 
la porosidad 
(tan pronto se 
saque el 
núcleo) 
Presión capilar 
sistema agua-aire 
Presión capilar 
Sistema Hg-aire 
 Medición de la 
permeabilidad con 
gas 
Corte de los extremos 
de los núcleos 
 Corte e 
identificación 
de muestras 
pequeñas 
Granulometría 
 Selección de 
muestras para 
diferentes pruebas 
(resistividad, 
Desplazamientos con 
gas o con agua) 
Secado y desecado de 
los núcleos 
 
Extracción de 
fluidos de las 
muestras 
Mineralogía 
 Presión capilar 
sistema agua-aire 
Presión capilar 
Sistema Hg-aire 
Medición de la 
porosidad con gas 
 Secado y 
desecado de las 
muestras 
Desplazamiento con 
gas o con agua 
 Presión capilar 
Sistema Hg-aire 
Medición de la 
permeabilidad con gas 
 Medición de la 
permeabilidad 
con gas 
Compresibilidad 
 
Granulometría 
Determinación de 
fluidos y de la 
porosidad 
 
Transmisión de ondas 
acústicas 
 Mineralogía Corte de los extremos de los núcleos 
 
Mojabilidad Secado y desecado de los núcleos 
 
 Medición de la 
permeabilidad con gas 
 
Otras pruebas 
 
Otras pruebas 
Otras pruebas 
Otras pruebas 
 Capítulo 2 
 Conceptos básicos 
Preparación de muestras de diámetro completo para análisis petrofísico 
 Facultad de Ingeniería, UNAM 13 
2.4.3 Tipos de análisis de núcleos. 
Al análisis de núcleos suele clasificársele como rutinario y especial, dependiendo de las 
pruebas que se realicen. Pero la determinación de qué es rutinario y qué es especial se hace 
bajo criterios que no son uniformes. Lo que es especial para algunas personas o 
laboratorios, no lo es para otros. 
 
Una característica clara de lo que es rutinario es que las pruebas no son complejas y duran 
poco tiempo, de unos días a unas semanas, además no se realizan las pruebas a condiciones 
de yacimiento. El análisis especial es aquel que incluye pruebas que recrean la presión e 
incluso la temperatura del yacimiento. A continuación se presenta una tabla que enmarca 
los tipos de análisis que se realizan a los núcleos, el uso que se le da ala información 
obtenida y los métodos para determinar las propiedades. 
 
Información obtenida Uso Método 
 
 
Análisis de Rutina 
 
Porosidad 
 
Se define la capacidad de 
almacenamiento del 
yacimiento. 
 
Porosímetro (Ley de Boyle) 
 
Saturación de fluidos 
 
Se define el horizonte 
productor, tipo de 
hidrocarburos, contactos 
agua-aceite-gas y agua 
congénita. 
Los valores de saturación: 
So, Sw. 
 
Extracción por destilación 
(Aparato Dean-Stark o 
Soxhlet). 
Método de retorta. 
 
Permeabilidad horizontal 
 
Se define la capacidad que 
tiene el aire de fluir en la 
roca seca. Se establece el 
perfil de permeabilidades y 
ayuda a seleccionar los 
intervalos de interés. 
 
Permeámetro que utiliza 
nitrógeno, helio o aire. 
 
Descripción litológica 
 
Se define el tipo de roca, 
mineralogía, fábrica y 
estructuras como vúgulos, 
 
Inspección visual del núcleo 
o de fotografías del núcleo. 
 Capítulo 2 
 Conceptos básicos 
Preparación de muestras de diámetro completo para análisis petrofísico 
 Facultad de Ingeniería, UNAM 14 
estratos o fracturas. 
 
Análisis de rutina complementario 
 
Permeabilidad vertical 
 
Se define la probabilidad de 
que se presente conificación, 
flujo cruzado y el potencial 
de drene gravitacional. 
 
Permeámetro 
 
Registro rayos gama 
 
Se correlaciona la 
profundidad comparando las 
mediciones de laboratorio 
con el registro de pozo. Se 
define la pérdida de núcleos. 
 
Detector de Rayos Gama 
para núcleos. 
Densidad del grano Se refina el registro de 
densidad tomado en el pozo. 
Picnómetro (Ley de Boyle) 
 
Análisis especial 
 
Permeabilidades relativas 
 
Se determina la capacidad 
que tiene un fluido de 
moverse en presencia de 
otro fluido en el medio 
poroso. 
 
Pruebas de estado 
estacionario y transitorio. 
 
Presión capilar 
 
Se determina las 
permeabilidades relativas y 
la saturación de agua 
irreducible. 
 
Inyección de mercurio 
 
Mojabilidad 
 
Ayuda a seleccionar los 
fluidos que preserven las 
permeabilidades relativas de 
la muestra. 
 
Método de Ammott 
 
Resistividad y factor de 
formación 
 
Se determina m y n y se 
calcula a. 
Método de la placa porosa 
 
Estudios petrográficos 
 
Análisis de difracción de 
rayos X 
 
Ayuda a identificar y cuantificar el volumen de las arcillas. 
Análisis de secciones 
delgadas 
Ayuda a identificar y cuantificar los detritos, la matriz y el 
cementante. Se define el tipo, naturaleza y distribución de 
la porosidad. 
 
 Capítulo 2 
 Conceptos básicos 
Preparación de muestras de diámetro completo para análisis petrofísico 
 Facultad de Ingeniería, UNAM 15 
2.5 Características del yacimiento 
2.5.1 Porosidad. 
Las rocas sedimentarias, a las que están asociados los yacimientos de hidrocarburos, se 
componen de partículas o granos de diferentes tamaños y composiciones. El volumen de las 
rocas está formado por un espacio ocupado por sólidos y huecos entre ellos. Al espacio 
hueco entre los sólidos se les llama poros. Lo anterior se puede expresar de la siguiente 
manera: 
 
Volumen total de la roca = volumen de los sólidos + volumen de los poros 
 
La porosidad se define como la relación entre el espacio hueco y el volumen total de la 
roca. Es una propiedad que expresa, en fracción o porcentaje, cuánto volumen del total de 
la roca corresponde a los poros. En otras palabras, es la fracción de huecos existentes en la 
unidad de volumen de roca. La porosidad se denota con la letra griega Φ. 
 
Esta relación se puede expresar como sigue: 
rocaladevolumen
poros los devolumen
== φPorosidad
poros los de volumen sólidos los devolumen 
poroslos devolumen
+
== φPorosidad 
Si expresamos lo anterior con símbolos, quedaría: 
pS
p
R
p
VV
V
V
V
+
==φ 
Donde: 
Porosidad
VV
V
V
tR
S
p
=
=
=
=
φ
 otal volumen tcomo conocido también roca, la de volumen 
sólidos los de volumen 
poros los de volumen 
 
La porosidad es independiente del tamaño de grano pero depende del tipo de 
empacamiento. Un máximo de porosidad de 47.6% se obtiene con un empacamiento 
cúbico, mientras que con un empacamiento rómbico se obtiene un 25.96% de porosidad. 
 Capítulo 2 
 Conceptos básicos 
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Fig. A.2 Tipos de arreglos 
Porosidad = 47.6% 
Arreglo cúbico Arreglo rómbico 
Porosidad = 25.96% 
Porosidad = 14% 
Arreglo cúbico con 2 
tamaños de grano 
 Capítulo 2 
 Conceptos básicos 
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La porosidad puede ser primaria o secundaria, dependiendo del proceso por el cual se 
originó. 
 
Porosidad primaria. También es conocida como intergranular, es aquella que depende en 
gran parte de las características de empaquetamiento de los granos o clastos y de la 
variación en la forma y tamaño de los granos, inherente al origen de la roca misma. Es el 
resultado de los procesos originales de formación del medio poroso tales como 
depositación, compactación, recristalización, etc. Se tienen tres principales tipos: 
 
1. Porosidad intergranular. Esta porosidad ocurre entre los espacios de los granos. Esta 
es una porosidad importante ya que existe inicialmente en todas las rocas 
sedimentarias. La porosidad intergranular se reduce progresivamente por la 
diagénesis, pero es el tipo de porosidad dominante en areniscas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
2. Porosidad intrapartícula. Particularmente en sedimentos carbonatados, con restos 
fósiles, encontrándose la porosidad dentro de los granos o detritos. 
 
3. Porosidad intercristalina. Ocurre entre los cristales individuales de una roca 
cristalina, es del tipo de porosidad en rocas ígneas y metamórficas, pero sin 
embargo, ésta es una característica de los carbonatos, los cuales han sufrido la 
cristalización, particularmente en dolomías recristalizadas. 
Fig. A.3a Arena bien clasificada Fig. A.3b Arena escasamente clasificada 
 Capítulo 2 
 Conceptos básicos 
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La porosidad secundaria. Se debe a procesos posteriores que experimenta el mismo 
medio poroso, (disolución de material calcáreo por corrientes subterráneas, fracturamiento, 
dolomitización, etc) después de que los sedimentos han sido convertidos en roca. La 
porosidad secundaria o de post-depósito, es más diversa en morfología y su génesis es más 
compleja que la primaria, teniéndose los principales tipos: 
 
1. Porosidad fenestral. Típica de carbonatos, esto ocurre en fragmentos de arenas 
carbonatadas, donde se gradúa en porosidad primaria, pero es más característico en 
lodos con pellets, laminitas de alga y lodos homogéneos de origen intermarea y 
lagunar. La deshidratación contemporánea, litificación y la generación de gas 
biogénico, puede causar laminación y generar poros fenestrales subhorizontales, 
entre las láminas. 
 
2. Porosidad vugular. Los vúgulos son de tipo secundario, formados por disolución, 
encontrándose entre los carbonatos. Dicha disolución se lleva a cabo por las 
corrientes subterráneas de agua, disolviendo la roca y originando los vúgulos. 
 
3. Porosidad de fracturas y fisuras. Se origina en rocas duras, que son quebradizas. Las 
fracturas pueden permanecer abiertas después de su formación, por lo que da lugar a 
la porosidad de fracturas. Este tipo de porosidad caracteriza a las rocas compactas y 
es, por consiguiente, formada después de las otras variedades de porosidad. Su 
origen puede deberse principalmente a las siguientes causas: plegamientos, fallas, o 
tectonismo. Las fracturas son sumamente importantes, ya que no tienen gran 
influencia en el aumento de porosidad de la roca, aunque sí en el aumento de su 
permeabilidad. 
 Capítulo 2 
 Conceptos básicos 
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 Facultad de Ingeniería,UNAM 19 
 
 
 
 
 
 
 
Porosidad absoluta (φa). También llamada porosidad total (φt), es el volumen total de 
espacios, llámese poros, canales, fisuras o cavernas, comunicadas o no, que existen entre 
los elementos minerales de la roca, relacionados al volumen bruto de la roca. 
r
pt
t V
V
=φ
 
 
Donde: 
 
VPt es el volumen total de espacios vacíos 
Vr es el volumen total de roca, 
 
por lo que la porosidad total o absoluta se puede expresar como: 
 
 21 φφφ +=t 
Donde: 
 
1φ es la porosidad primaria 
2φ es la porosidad secundaria. 
 
 
Porosidad efectiva (φe). Es el porcentaje de espacio poroso intercomunicado con respecto 
al volumen total de la roca. Por consiguiente, es una indicación de la conductividad de 
fluidos. La porosidad efectiva es una función de muchos factores litológicos. Los más 
Fig. A.4a Cavernas en Calcita Fig. A.4b Granito fracturado 
 Capítulo 2 
 Conceptos básicos 
Preparación de muestras de diámetro completo para análisis petrofísico 
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importantes son: tamaño de los granos, empaque de los granos, cementación, cantidad y 
clases de arcilla, etc. 
 
Para rocas con porosidad intergranular, tales como arenas, la porosidad efectiva se acerca 
mucho a la porosidad total, sin embargo para rocas altamente cementadas o rocas con 
vugulos, tales como caliza hay mucha variación entre la porosidad efectiva y la total. En 
lutitas, la porosidad total puede acercarse al 40% pero la porosidad efectiva es usualmente 
menor al 2%. En general, la porosidad en rocas no fracturadas está en el rango de 5 a 30% y 
en la mayoría de los casos la porosidad no es menor del 20%. 
 
2.5.2 Permeabilidad. 
 
La permeabilidad es una propiedad del medio poroso, o de una roca, que permite el paso de 
fluidos a través de ella. La forma de representar la permeabilidad es mediante la ecuación 
de Darcy. 
 
La ecuación general de Darcy para flujo viscoso de fluidos a través de un medio poroso es: 
⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛−⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
−
=
ds
dzg
ds
dP
KVs
ρμ
 
donde: 
s es la distancia a lo largo de la muestra en la dirección al flujo /es la longitud de 
la muestra 
Vs es el ritmo de flujo a través de un área unitaria del medio poroso en la unidad de 
tiempo ⎟
⎠
⎞⎜
⎝
⎛ = A
qVs 
z es la coordenada vertical, dirigida hacia abajo 
ρ es la densidad del fluido 
g es la aceleración de la gravedad 
 Capítulo 2 
 Conceptos básicos 
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⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
ds
dP es el gradiente de presión a lo largo de s, en el punto al que se refiere Vs 
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
ds
dz es sen(θ), siendo θ el ángulo de la dirección de flujo con respecto a la 
horizontal. 
μ es la viscosidad del fluido 
K es la permeabilidad del medio poroso 
 
Si se utilizan las siguientes unidades: s(cm), Vs(cm/seg), z(cm), ρ(g/cm3), g(cm/seg2), 
ds
dP 
(atm/cm) y μ(cp), entonces K(D), quedando la ecuación como sigue: 
 
⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
×
−⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛ −
=
ds
dzg
ds
dpKVs 6100133.1
ρ
μ
 
 
En la Figura I.1 se puede observar el flujo horizontal, isotérmico de un fluido incompresible 
en una sección transversal de medio poroso. La ecuación de Darcy resultante es: 
PA
Lq
K fff Δ
=
μ
 
donde : 
Kf es la permeabilidad al fluido que circula en la roca (D) 
fq es el gasto de fluido que circula, medido a presión media de flujo (cm3/seg) 
μf es la viscosidad del fluido (cp) 
A es el área de la roca, transversal al flujo (cm2) 
L es la longitud de la roca (cm) 
PΔ es la diferencia de presión en L, (P1 – P2), (atm) 
 
 Capítulo 2 
 Conceptos básicos 
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Figura I.1 Flujo horizontal en una sección transversal 
 
La permeabilidad se expresa en darcys (D). Un medio poroso tiene la permeabilidad de un 
darcy cuando un fluido con viscosidad de un centipoise, fluye con un gasto de un 
centímetro cúbico por segundo por una sección transversal de un centímetro cuadrado del 
medio poroso bajo una caída de presión de una atmósfera por centímetro de longitud. 
 
En estudios de yacimientos petroleros se consideran varios tipos de permeabilidad, siendo 
cinco de ellos los siguientes: 
 
1. Permeabilidad absoluta (Ka). Indica la facilidad de flujo de un fluido a través de 
un medio poroso. Esta permeabilidad depende exclusivamente de las características 
físicas de la estructura porosa. 
2. Permeabilidad a un fluido (Kf). Indica la facilidad con que un fluido puede 
moverse a través de un medio poroso cuando está saturado 100% con tal fluido. 
Puede tenerse Kg, Ko y Kw en el laboratorio pero solo Kw en un yacimiento 
petrolero. 
PA
Lq
K ggg Δ
=
μ
 
PA
LqK ooo Δ
=
μ
 
PA
LqK www Δ
=
μ
 
L
A
qf, μf qf, μf
P1 P2L
A
qf, μf qf, μf
P1 P2
 Capítulo 2 
 Conceptos básicos 
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donde: 
Kg, Ko , Kw son las permeabilidades al gas, aceite y al agua 
gq , oq , wq son los gastos de gas, aceite y agua a condiciones medias de flujo 
gμ , oμ , wμ son las viscosidades del gas, aceite y agua 
L es la longitud de la muestra 
A es el área transversal de la muestra 
PΔ es la caída de presión en la longitud (L) 
 
3. Permeabilidad al líquido (KL). Es la permeabilidad de un medio poroso obtenida 
con el método de Klinkenberg y está dada por la siguiente ecuación: 
m
gL P
mKK 1−= 
 donde: 
 KL es la permeabilidad al líquido 
 Kg es la permeabilidad al gas 
 m es la pendiente de la gráfica de 
mP
1 vs Kg 
 mP es la presión media de flujo 
 
El valor de la KLes prácticamente igual al de Ka. 
 
4. Permeabilidad efectiva a un fluido (Kef). Esta permeabilidad indica la facilidad 
con la que un fluido puede moverse a través de un medio poroso cuando no lo satura 
al 100%. 
PA
Lq
Kef ff
Δ
=
μ
, si Sf < 100% 
 Capítulo 2 
 Conceptos básicos 
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Se pueden tener diversos tipos de permeabilidad efectiva: permeabilidad efectiva al 
gas (Keg), permeabilidad efectiva al aceite (Keo) y permeabilidad efectiva al agua 
(Kew). 
 
5. Permeabilidad relativa a un fluido (Krf). Es la relación de la permeabilidad 
efectiva a tal fluido entre la permeabilidad absoluta o la permeabilidad al líquido del 
medio poroso. 
a
ef
rf K
K
K = 
Se tiene permeabilidad relativa al gas, permeabilidad relativa al aceite y 
permeabilidad relativa al agua, las cuales son: 
a
eg
rg K
K
K = 
 
a
eo
ro K
KK = 
 
a
ew
rw K
KK = 
La permeabilidad relativa depende de las características tanto del medio poroso 
como de los fluidos que lo saturan, así como del grado de saturación de los fluidos. 
Este tipo de permeabilidad se expresa en por ciento o fracción de la permeabilidad 
absoluta y es muy común representarla en función de la saturación de algún fluido. 
En la siguiente figura se muestra una gráfica de Krw y Kro contra Sw.
 Capítulo 2 
 Conceptos básicos 
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Región A: Sólo el aceite puede fluir, porque se tiene Sw ≤ Swc 
Región B: Puede fluir simultáneamente el aceite y el agua 
Región C: Sólo fluirá el agua, porque se tiene So ≤ Soc 
 
Los factores que afectan la permeabilidad relativa son: 
 
• Saturación de fluidos 
• Geometría y distribución del espacio poroso 
• Mojabilidad 
• Historia de saturación 
krw
Swc Soc
Sw
kro
So krw
Swc Soc
Sw
kro
So
Grafica de permeabilidad relativaal aceite y 
al agua 
Región A Región B Región C 
 Capítulo 2 
 Conceptos básicos 
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poroso medio del scomunicado espacios de Volumen
poroso medio del scondicione a agua) o gas (aceite, fluido del Volumen
==
p
f
f V
V
S
2.5.3 Saturación 
La saturación de fluidos es la fracción del volumen de poros de una roca que se encuentra 
ocupada por algún fluido, ya sea aceite, agua o gas. Se obtiene al dividir el volumen del 
fluido (Vf) a condiciones del medio poroso, entre el volumen de huecos o espacios 
intercomunicados del medio poroso, es decir: 
 
 
Los poros en un yacimiento siempre están saturados de fluidos, Fig. A.6, de este modo, la 
suma de todas las saturaciones de fluidos de una roca de un yacimiento debe ser igual al 
100% o a 1, si se manejan fracciones. 
 ΣSf = 1 
 Sw = 1 
 So + Sw = 1 
 Sg + Sw = 1 
 So + Sg + Sw =1 
Fig. A.6 Roca saturada de aceite y agua 
 Capítulo 2 
 Conceptos básicos 
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Dependiendo las condiciones a las que se encuentre, existen diferentes formas de clasificar 
las saturaciones, dentro de las más comunes tenemos: 
• Saturación de agua inicial (Swi): Es aquélla a la cual es descubierto el yacimiento y 
se pueden distinguir dos tipos de agua: 
o Agua libre: Es la que está en condiciones de fluir ante una diferencia de 
presión. 
o Agua intersticial o irreductible: Es la que está ligada a los granos minerales, 
ya sea mediante enlaces a la estructura atómica de los minerales o bien como 
una fina capa adherida a la superficie de los mismos. El adjetivo irreductible 
se usa para establecer que no puede ser removida durante la producción. 
• Saturación de agua crítica (Swc): Es la saturación mínima a la cual el agua inicia su 
movimiento dentro del medio poroso bajo un gradiente de presión. 
• Saturación residual o remanente (Sor): Es aquélla que se tiene después de un periodo 
de explotación en una zona determinada del yacimiento se tendrá aceite remanente. 
Este valor de saturación es llamado saturación de aceite residual o remanente. El 
término residual es usualmente asociado con la fase no mojante. 
• Saturación de aceite crítica (Soc): Es la saturación mínima a la cual el aceite inicia su 
movimiento dentro del medio poroso bajo un gradiente de presión. 
 
• Saturación de aceite movible (Som) La saturación de aceite movible es otra 
saturación de interés y es definida como la fracción de volumen poroso ocupada por 
aceite movible, como expresa la siguiente ecuación, cuando se tiene Swi. 
 
 wiorom SSS −−=1 
donde: 
 Som = saturación de aceite movible 
 Sor = saturación de aceite residual 
 Swi = saturación de agua irreductible. 
 
 Capítulo 2 
 Conceptos básicos 
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Igualmente, para el gas se tendrá saturación de gas residual (Sgr), saturación de gas crítica 
(Sgc) y saturación de gas movible (Sgm). La saturación de hidrocarburos, aceite o gas, en un 
yacimiento puede variar desde la residual hasta la máxima, cuando en la roca se tiene la 
Swi. A su vez, la saturación de agua puede variar, desde un valor mínimo (Swi) hasta un 
valor máximo igual a 100%. 
 
2.5.4 Tensión Interfacial (σ). 
Cuando dos fluidos inmiscibles entran en contacto, éstos no se mezclan y se mantienen 
separados por una interfase. Las moléculas de los fluidos no se mezclan entre sí por la 
mayor afinidad que tienen con las moléculas de su propia clase. Cerca de la superficie las 
moléculas se atraen con mayor intensidad produciendo una fuerza mecánica en la superficie 
que se conoce como tensión interfacial, se le denota con la letra griega σ. 
Es el resultado de efectos moleculares por los cuales se forma una interfase o superficie que 
separa dos fluidos; en el caso de líquidos, si σ es nula, se dice que los líquidos son 
miscibles entre sí. Como ejemplo de líquidos inmiscibles se tienen el agua y el aceite, en 
tanto que el agua y el alcohol son miscibles. En el caso de que se tenga una interfase 
líquido-gas, al fenómeno se le llama tensión superficial., Fig. A.8 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Tensión superficial 
θc
Agua
Aceite
Roca Mojada por Agua
σwo
σso σswθc
Agua
Aceite
Roca Mojada por Agua
σwo
σso σsw
 Capítulo 2 
 Conceptos básicos 
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Las energías de superficie en un sistema de este tipo como el de la figura, se relacionan 
mediante la ecuación de Young-Dupre, en la forma siguiente: 
CWOSWSOtA θσσσ cos=−= , 
 
donde: 
At= Tensión de adhesión, dina/cm 
σ SO es la energía interfacial (tensión interfacial) entre el aceite y el sólido, dina/cm 
σ SW es la energía interfacial entre el agua y el sólido, dina/cm 
σ WO es la energía interfacial entre el aceite y el agua, dina/cm 
θ C es el ángulo de interfase o de contacto aceite-agua con respecto al sólido, medido a 
través del agua, grados. 
 
Ninguna de las energías interfaciales, aceite-sólido o agua-sólido, pueden medirse 
directamente. Sin embargo, los términos equivalentes (la tensión superficial aceite-agua y 
el ángulo de contacto) pueden determinarse independientemente, en el laboratorio. 
 
2.5.5 Mojabilidad 
La mojabilidad es una propiedad del sistema roca-fluidos ampliamente utilizada por su 
importancia en la explotación de hidrocarburos. Puede definirse como la tendencia de un 
fluido a extenderse o adherirse sobre una superficie sólida en presencia de otros fluidos 
inmiscibles. En otras palabras la mojabilidad indica la facilidad de un fluido para 
extenderse sobre la superficie de un sólido. 
 
En la aplicación de esta propiedad a la ingeniería de yacimientos, la superficie sólida es la 
roca del yacimiento frecuentemente formada por un material detrítico de cuarzo, caliza o 
dolomía y un cementante. Los fluidos que existen en los espacios o poros de la roca son: 
aceite, agua y gas. 
 Capítulo 2 
 Conceptos básicos 
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Considere en una forma idealizada un típico sistema agua-aceite-sólido, como se muestra 
en la siguiente figura. 
 
 
 
 
 
 
 
 
Mojabilidad en un sistema aceite-agua-sólido 
 
Las energías de superficie en un sistema de este tipo se relacionan mediante la ecuación de 
Young-Dupre, en la forma siguiente: 
CWOWSSO θσσσ cos=− I.19 
donde: 
σ SO es la energía interfacial (tensión interfacial) entre el aceite y el sólido, dina/cm 
σ SW es la energía interfacial entre el agua y el sólido, dina/cm 
σ WO es la energía interfacial entre el aceite y el agua, dina/cm 
θ C es el ángulo de interfase o de contacto aceite-agua con respecto al sólido, 
medido a través del agua, grados 
 
σso σsw
σwo
θc
Aceite
Agua
Superficie de la roca
θc
Mojado por agua Mojado por aceite
θc
σso σsw
σwo
θc
Aceite
Agua
Superficie de la roca
θc
Mojado por agua Mojado por aceite
θcθc
Mojado por agua Mojado por aceite
θc
 Capítulo 2 
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Ninguna de las energías interfaciales, aceite-sólido o agua-sólido pueden medirse 
directamente. Sin embargo, los términos equivalentes (la tensión interfacial aceite-agua y el 
ángulo de contacto) pueden determinarse independientemente en el laboratorio. 
 
El ángulo de contacto θC ha alcanzado importancia como medida de la mojabilidad. Como 
se ilustra en la Figura I.4, el valor del ángulo de contacto puede variar desde 0° hasta 180°,como límites. Los ángulos de contacto de menos de 90°, medidos a través de la fase de 
agua, indican condiciones de mojabilidad preferentemente por agua, mientras que los 
ángulos de contacto mayores de 90°, indican condiciones de mojabilidad preferentemente 
por aceite. Un ángulo de contacto exactamente 90° indicaría que la superficie de la roca 
tiene igual preferencia de ser mojada por el agua o por el aceite. 
 
También han aparecido referencias a la mojabilidad en un sentido cualitativo. En la 
literatura técnica, aparecen los términos “fuertemente mojados por agua”, “fuertemente 
mojados por aceite” o “mojabilidad intermedia”. 
 
El gas natural es no mojante, el aceite es mojante cuando se compara con el gas y no 
mojante cuando se compara con el agua. Dependiendo del tipo de roca en el yacimiento la 
capacidad de mojabilidad varía. El fluido mojante cubrirá por completo la superficie de la 
roca y estará ubicado en los espacios porosos más pequeños, debido a la acción de la 
capilaridad. La fase no mojante tenderá a congregarse en grandes espacios porosos, o en el 
centro de éstos. 
 Capítulo 2 
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Rara vez se indican los límites cuantitativos de estos términos cualitativos de mojabilidad. 
Sin embargo, a veces se usan los límites aproximados siguientes: los ángulos de contacto 
cercanos a 0° y a 180° se consideran respectivamente como fuertemente mojados por agua 
o por aceite. Los ángulos de contacto cercanos a 90° tienen una moderada preferencia de 
mojabilidad y cubren la gama llamada “mojabilidad intermedia”. 
 
Ángulos de contacto de la interfase, referidos al grado de mojabilidad 
θ=90°
Fluido mojante
ambos
so sw
wo
wo
θ > 90°
Fluido mojante
aceite
θ < 90°
Fluido mojante
agua
Agua
Aceite
Agua
Aceite
Aceite
Agua
wo
so sw swso
θ=90°
Fluido mojante
ambos
so sw
wo
wo
θ > 90°
Fluido mojante
aceite
θ < 90°
Fluido mojante
agua
Agua
Aceite
Agua
Aceite
Aceite
Agua
wo
so sw swso
 Capítulo 2 
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FASE MOJANTE FASE NO MOJANTE 
 
La fase mojante ingresa al medio poroso 
en forma espontánea. Y, por lo tanto, es 
necesario entregar energía para sacarla del 
medio poroso. 
 
Se adhiere preferentemente a la superficie 
de la roca 
 
Debido a las fuerzas de atracción entre la 
roca y el fluido mojante, éste tiende a 
ubicarse en los poros más pequeños de la 
roca. 
 
La fase mojante usualmente no es móvil. 
 
Las fuerzas de atracción entre la fase 
mojante y la superficie de la roca impiden 
que la saturación de la fase mojante 
descienda por debajo de un valor mínimo 
(saturación irreductible) 
 
Muchos yacimientos tienden a ser 
totalmente o parcialmente mojados por 
agua. 
 
La fase no mojante es expulsada del medio 
poroso en forma espontánea. Y, por lo 
tanto, no es necesario entregar energía para 
extraerla de los poros. Sólo es necesario 
disponer de una fuente de fase mojante para 
que la reemplace en forma espontánea. 
 
No tiene preferencia a adherirse a la 
superficie de la roca 
 
Debido a las fuerzas de repulsión entre la 
roca y el fluido no mojante, éste tiende a 
ubicarse en los poros más grandes de la 
roca. 
 
La fase no mojante es usualmente la fase 
más móvil, especialmente a saturaciones 
altas de la fase no mojante. 
 
El gas natural es siempre la fase no mojante, 
en yacimientos de hidrocarburos. 
Comparación de las características de las fases 
 Capítulo 2 
 Conceptos básicos 
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2.5.6 Fuerzas Capilares 
Cuando un capilar se sumerge en la interfase de dos fluidos, puede producirse un ascenso o 
un descenso de la interfase. En el primer caso se produce el denominado "ascenso capilar" 
Fig. A.10, y en el segundo caso se habla de "descenso capilar". Estos movimientos ocurren 
como consecuencia de los fenómenos de superficie, que dan lugar a que la fase mojante 
invada en forma preferencial el medio poroso. En términos generales, el ascenso o descenso 
capilar se detiene cuando la gravedad contrarresta (en función de la altura y de la diferencia 
de densidad entre los fluidos) la fuerza capilar desarrollada en el sistema. Estas fuerzas, en 
los yacimientos de hidrocarburos, son el resultado de los efectos combinados de las 
tensiones interfaciales y superficiales, de la forma y tamaño de los poros y del valor relativo 
de las fuerzas de adhesión entre fluidos y sólidos y las fuerzas de cohesión en los líquidos; 
es decir, de las propiedades de mojabilidad del sistema roca-fluidos 
 
2.5.6.1 Presión Capilar (pc) 
Es la diferencia de presiones que existe en la interfase que separa dos fluidos inmiscibles, 
uno de los cuales moja preferente la roca. También se define la presión capilar como la 
capacidad que tiene el medio poroso de absorber el fluido mojante y de repeler al no 
mojante. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
hAire
Agua
θ
σas
σws
σwa
Pa
Pw
r
hAire
Agua
hAire
Agua
θ
σas
σws
σwa
Pa
Pw
r
θ
σas
σws
σwa
Pa
Pw
r
Presión capilar 
 Capítulo 2 
 Conceptos básicos 
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ghrA wT ρππ
22 =
ghPPp wwac ρ=−=
Twc rAghrpr πρππ 2
22 ==
rr
Ap Tc
θσ cos22
==
Aplicando un balance de fuerzas: 
. 
 
También se tiene que: 
 
 
Nótese que: 
 
 
Para un par de fluidos inmiscibles que tienen un valor de tensión interfacial σ, confinados 
en un poro de sección circular de radio r, la presión capilar está dada por: 
 
 
 
 
en donde θ es el ángulo de contacto que es medido a través de la fase mojante, que hace la 
interfase con la superficie del poro. 
 
La presión capilar normalmente es definida como la presión en la fase no mojante, menos la 
presión en la fase mojante. 
 
pc = pnm - pm. 
 
La presión capilar se usa para: 
 
1. Determinar la distribución de fluidos en el yacimiento. 
2. Determinar la saturación de aceite residual para efectos de desplazamiento 
inmiscible. 
3. Determinar la distribución de poros en la roca 
4. Diferenciar zonas o tipos de roca 
 
 Capítulo 3 
 Corte de Núcleos 
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3. Corte de núcleos 
 
Uno de los mayores problemas que se presentan durante la obtención de núcleos es diseñar 
una herramienta para tomar muestras y un programa del fluido de perforación que minimice 
la invasión del lodo al núcleo y maximice los parámetros de perforación. 
 
La acción de cortar un núcleo puede alterar la porosidad si se le expone a fluidos que 
alteren la hidratación de las arcillas: 
 
• Los lodos base agua tienden a hidratar las arcillas, debido a que estas absorben el 
agua del lodo, situación que hace que la muestra no sea representativa de la roca de la 
formación. 
• Los lodos base aceite comúnmente tienen una mayor salinidad que el agua de 
formación, lo que ocasiona que las arcillas se encojan. 
 
El corte de núcleos normalmente se realiza más lento que la perforación, así que la 
formación puede ser invadida por filtrado del lodo. Cuando se cortan núcleos con lodos 
base agua, las arcillas se hidratan reduciendo la porosidad y permeabilidad de la roca. Al 
secarse los núcleos se revierten algunos de estos cambios, pero se presentan alteraciones en 
la porosidad total y efectiva que pueden ser permanentes. En formaciones duras, la 
porosidad se puede alterar generando fracturas horizontales debido al estrés liberado en la 
recuperación de los núcleos. Para preservar la porosidad en formaciones no consolidadas o 
pobremente consolidas, se necesita que se equipe a la herramienta de nucleo con una 
manga.La manga mantiene al núcleo intacto, inhibe la contaminación por lodo o filtrado 
del lodo y permite remover completo el núcleo del barril muestreador. Las mangas están 
hechas de plástico, aluminio, fibra de vidrio o PVC. Las de aluminio y las de fibra de vidrio 
son más caras que las de PVC y plástico, pero son más resistentes a altas temperaturas. 
Además, son más rígidas y protegen mejor al núcleo, ya que lo hacen menos susceptible a 
desintegrarse y a la invasión de fluidos. 
 
 Capítulo 3 
 Corte de Núcleos 
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Durante el corte y la recuperación de núcleos, la principal preocupación con respecto a la 
saturación de fluidos es evitar o disminuir la invasión, la cual desplaza cerca de la mitad y 
quizá más de los fluidos originales. La cantidad de fluidos que son desplazados depende de 
la viscosidad, compresibilidad, variación en la presión, permeabilidad relativa del filtrado 
del lodo con la formación y de la permeabilidad del enjarre (interna y externa). 
 
El nivel de invasión es controlado en gran parte por el ritmo de penetración: entre más 
rápido el núcleo entre al barril, es menor la invasión que sufre, aparentemente no tiene 
influencia la composición del lodo. Consecuentemente, la invasión por filtrado del lodo 
puede ser minimizada seleccionando una barrena que corte tan rápido como sea posible sin 
separarse de la formación. La invasión y la desintegración de núcleos no consolidados, 
también puede minimizarse al seleccionar una barrena que dirija la descarga del lodo lejos 
del núcleo en vez de hacerlo hacia él. 
 
El lodo base aceite generalmente se utiliza para no alterar la saturación de agua de la 
muestra, pero qué tan bien lo haga depende de su composición. Un lodo base aceite bien 
diseñado sólo remueve el agua en la zona de transición, sobre el contacto agua aceite. Sin 
embargo, algunos lodos base aceite reducen la saturación de agua más allá de la zona de 
transición, arriba del contacto agua aceite. Esto es originado por fuerzas osmóticas que 
actúan en el núcleo, debido a aditivos de cloruro de sodio y calcio en el lodo. Estos aditivos 
originan cambios en la tensión interfacial, lo que causa el movimiento de la fase no mojante 
que desplaza eficientemente a la fase mojante (agua). En otras palabras, el agua intersticial 
es desplazada por el aceite del núcleo. Lo importante de este fenómeno es que el agua 
desplazada, por encontrarse sobre el contacto agua aceite y si no se han alterado las 
saturaciones previamente, presenta una saturación que normalmente es la saturación 
residual. 
 
La saturación de fluidos también puede ser afectada por los cambios en la presión y 
temperatura durante la recuperación del núcleo. Debido a estos cambios, el gas contenido 
en la fase líquida (aceite y agua) puede liberarse, generando una variación en la distribución 
espacial y en los volúmenes de los fluidos. En núcleos recién recuperados, que presenten 
 Capítulo 3 
 Corte de Núcleos 
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una variación brusca de presión y temperatura, se puede observar cómo se libera el gas 
formando burbujas en el líquido que cubre al núcleo. Esta liberación de gas puede generar 
daños estructurales a núcleos de formaciones suaves. El daño puede evitarse sacando al 
núcleo muy lentamente durante los últimos cien metros del pozo. 
 
Para poder determinar de la saturación de aceite residual en un yacimiento desarrollado, se 
necesitan herramientas especiales para llevar a cabo la toma de muestras. Se utilizan dos 
procedimientos cuando los ingenieros necesitan valores exactos de saturación de aceite: 
nucleo presurizado y nucleo esponja. 
 
En el primero, una herramienta encierra al núcleo en una cámara presurizada antes de que 
sea sacado a la superficie, la presión a la que se mantiene al núcleo es la misma del 
yacimiento o muy cercana. En el nucleo esponja, una esponja de poliuretano recubre el 
barril muestreador, absorbe el aceite que gotea del núcleo y lo retiene contra él. El nucleo 
esponja no es tan preciso como el nucleo presurizado, pero es mucho más barato. 
 
La permeabilidad absoluta de un núcleo, que se mide en los laboratorios utilizando gas, es 
afectada por los mismos factores que alteran la porosidad: desintegración de muestras no 
consolidas, movimiento de partículas finas, hidratación de arcillas y fracturas. 
Por otro lado, las permeabilidades relativas son alteradas principalmente por cambios en la 
mojabilidad de la roca. Estos cambios son generados por compuestos polares (surfactantes 
y polímeros) existentes en el lodo de perforación y por la creación de los mismos durante la 
oxidación del crudo. 
 
En formaciones mojadas por aceite, la mojabilidad y la permeabilidad relativa pueden ser 
alteradas por el lodo de perforación. Los lodos a base de bentonita y sales inorgánicas 
minimizan estos efectos negativos, sin embargo, el uso de un fluido de este tipo no es 
práctico para una perforación extensa, pero puede ser usado para obtener secciones de 
núcleos. 
La mojabilidad de los núcleos, sin importar el fluido de perforación que se utilice, se puede 
alterar si surfactantes del lodo o componentes pesados del crudo se depositan en la roca.| 
 Capítulo 3 
 Corte de Núcleos 
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3.1 Métodos de corte de núcleos 
 
Existen diversos métodos y herramientas para obtener núcleos de un pozo. La decisión de 
cuál de ellos utilizar es tomada por ingenieros y geólogos, apoyándose siempre en diversos 
criterios, pero los más importantes son: 
 
1. Qué tipo de información se necesita obtener de la muestra 
2. De qué intervalo de profundidad se necesita la información 
 
Basándose en estos criterios, se tomará una decisión acerca de cuál de los dos métodos 
básicos para tomar núcleos se utilizará: 
 
1. Toma de Núcleos de fondo 
2. Toma de Núcleos de pared 
 
Al tomar Núcleos de fondo se obtienen muestras con diámetros que van de 7.6 a 12.7 
centímetros (3 a 5 pulgadas) y longitudes de 9 a 27 metros (30 a 90 pies), además las 
muestras son de formaciones relativamente inalteradas. Sin embargo, tomar núcleos de 
fondo es más lento que la perforación convencional, lo que ocasiona que el tiempo de 
perforación sea más largo, además necesita barrenas y barriles muestreadotes caros. Debido 
al incremento en el tiempo de las operaciones y el precio del equipo utilizado, la toma de 
Núcleos de fondo es una operación costosa. La decisión de tomar núcleos debe hacerse 
antes de entrar a la zona de interés. Si se toma una decisión errónea o si se correlacionan 
mal las profundidades, se tomarán muestras innecesarias de formaciones que no 
corresponden. 
 
Con los Núcleos de pared se obtienen muestras pequeñas, de 2.5 cm de ancho por 5 o 7.5 
cm de largo (1 por 2 o 3 pulgadas). Aunque la muestra se obtiene mecánicamente 
inalterada, normalmente está contaminada o la formación dañada. Relativamente, los 
 Capítulo 3 
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núcleos de pared se obtienen de forma rápida y barata en amplios intervalos de 
profundidad. La selección de los puntos en los que se tomarán las muestras se hace después 
de perforar el pozo y tomar registros geofísicos del mismo, de esta forma se elimina la 
necesidad de núcleos innecesarios. 
 
Otros criterios considerados para decidir qué método se va utilizar son el costo y la calidad 
requerida de la muestra. Al seleccionar el método para tomar núcleos, se le agrega al 
programa de trabajo y se consideran los requerimientos de perforación y las características 
de la formación. 
 
3.2 Toma de núcleos de fondo 
Comoel nombre lo indica, esto implica cortar un núcleo en el fondo del pozo. En la 
mayoría de los casos esto se realiza perforando con una barrena con un hueco en el centro 
que permite que un cilindro sólido, de formación intacta entre a un contenedor interno 
(barril muestreador) que después es extraído y recuperado en la superficie. 
 
3.2.1 Nucleo convencional 
El ensamble convencional para toma de núcleos de fondo consiste de dos partes: 
1. La barrena 
2. Contenedor interno (el barril muestreador) 
 
 Capítulo 3 
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3.2.2 La barrena para núcleos 
 
La barrena que se utiliza para cortar núcleos es similar a las que se utilizan 
convencionalmente en la perforación, tanto en diseño como en funciones. La diferencia se 
encuentra en que las barrenas de perforación no cortan dejando un cilindro intacto de la 
formación. Las barrenas de núcleos están diseñadas para dejar un espacio circular interno 
sin cortar (circunferencia anular), de tal forma que al ir cortando se forma un cilindro sólido 
de roca intacta, que se introduce en la herramienta a través de la barrena conforme la 
 Capítulo 3 
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profundidad perforada se incrementa, esta roca se va colocando en el barril que se 
encuentra sobre la barrena. 
 
Al igual que las barrenas de perforación, las barrenas para núcleos están disponibles en 
varios diseños mecánicos. Las barrenas para núcleos que perforan por arrastre o por corte 
se utilizan en formaciones con resistencia mecánica suave o media. Sin embargo la barrena 
de diamante para núcleos se ha convertido en la más popular debido a que tiene una mayor 
vida de uso y tiene la habilidad de cortar un amplio rango de formaciones, desde suaves a 
duras. 
 
 
 
La diferencia entre una barrena de diamante para perforación y una para toma de núcleos 
consiste en que la de toma de núcleos posee dos sistemas de circulación. Cuando se 
introduce la barrena en el pozo, el fluido de perforación circula de la manera convencional, 
a través del espacio anular. Cuando se comienza a cortar el núcleo, la descarga del fluido de 
perforación se desvía y se hace a través de unos orificios de descarga en la cara de la 
barrena. 
 
 Capítulo 3 
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Debido al alto costo y comparativamente poco uso, una operación de perforación rara vez 
está equipada con todos los tipos y tamaños de las barrenas de diamante. Comúnmente sólo 
dos tipos de barrena de diamante están disponibles: 
1. Para formaciones suaves no consolidadas 
2. Para formaciones medias/media-dura 
 
Y sólo un tamaño de barrena está disponible: el del agujero de menor tamaño que se espera 
tener. 
 
 
Barrena con conos Barrena con diamantes 
 
Otra razón para tener sólo un tamaño de barrena a la mano es la estrecha relación que 
guarda la recuperación del núcleo con la proporción del diámetro del núcleo al diámetro del 
agujero. Entre más grande sea esta proporción, en mayor medida se afectará al núcleo por 
vibración y erosión por la circulación del lodo, lo que se traduciría en una pobre 
recuperación de muestras. 
 
Para asegurar una buena recuperación del núcleo es necesario tener disponibles barriles 
muestreadotes con distintos diámetros internos que cubran todos los tamaños de núcleos 
que se van a tomar (relaciones diámetro del núcleo-diámetro del agujero). De lo contrario 
se debe escoger un solo diámetro de núcleo que se va a tomar y limitar con esto el tamaño 
 Capítulo 3 
 Corte de Núcleos 
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de las barrenas que se van a utilizar. La solución a la diversidad de tamaños en el diámetro, 
se estableció considerando el factor económico, ya que resultaba costoso tener equipo para 
extraer muestras de diversos tamaños. Se estandarizó el diámetro de los núcleos y la 
mayoría de las operaciones de perforación tienen barrenas de núcleos y barriles para un 
solo tamaño, comúnmente barrenas de 8.5 pulgadas () que cortan núcleos de 3.5 pulgadas. 
 
Tanto las barrenas de diamante como las convencionales se dañan fácilmente por golpes o 
basura en el fondo del pozo (restos de herramientas o equipo). Para evitar el daño en la 
barrena el agujero debe estar libre de basura, se debe bajarla por el agujero lentamente para 
evitar que se golpee o se atore. El peso inicial sobre la barrena y la velocidad de la mesa 
rotatoria deben ser bajos e incrementar lentamente hasta alcanzar los niveles de operación, 
una vez ahí se deben mantener constantes. La presión de bombeo del lodo y el gasto deben 
mantenerse bajos para que la barrena tenga un buen contacto con el fondo y evitar que se 
levante. 
 
3.2.3 El barril portador de núcleos 
 
Comúnmente conocido como el barril muestreador, como ya se mencionó anteriormente y 
como su nombre lo indica, el barril portador sirve para alojar al núcleo mientras la barrena 
permite su paso por el centro de ella y continúa cortando la formación. Un barril portador 
convencional consiste de dos partes: un barril externo y uno interno. 
 
3.2.3.1 El barril externo 
 
Este dispositivo provee fuerza y estabilidad al ensamble completo, además mediante éste es 
que se conecta el dispositivo a la tubería de perforación. El barril externo mide 
normalmente 9 metros (30 pies) pero se pueden unir tres secciones permitiendo una 
capacidad de 27 metros (90 pies) para alojar el núcleo. 
 
 Capítulo 3 
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En su parte más baja el barril externo se une a la barrena de núcleos, en la parte superior se 
une a la tubería de perforación. La unión a la tubería de perforación se hace mediante una 
junta de seguridad. 
 
Dos estabilizadores son colocados en el cuerpo del barril externo, si se agrega más de una 
sección, cada una debe llevar dos estabilizadores. Éstos son esenciales para mantener un 
agujero recto mientras se corta el núcleo. Debido al poco peso que se utiliza normalmente 
sobre la barrena mientras se perfora, la tubería de perforación puede tambalearse y esto 
provoca que el barril se incline o inclusive se doble, daños que en ocasiones pueden ser 
permanentes. Esto originaría que el núcleo se fragmentara o que no se pueda seguir 
cortando más. Los estabilizadores extra que se recomiendan previenen estas situaciones. 
 
 
 
3.2.3.2 El barril interno 
 
Este dispositivo es un tubo sellado y más delgado que va alojado en el barril externo. Su 
propósito es alojar y mantener el núcleo intacto para que pueda ser recuperado en la 
superficie. Al igual que el barril externo, el interno puede estar formado de hasta tres 
secciones de 9 metros cada una aproximadamente (30 pies). El diámetro interior del barril, 
 Capítulo 3 
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que es el diámetro del núcleo y está determinado por la barrena utilizada, varía de 3 a 5 
pulgadas, siendo el de 3.5 pulgadas el más común. Está unido al barril externo por un 
“swivel” que permite la rotación. Así el barril interno puede ser introducido y sacado del 
pozo mediante el movimiento vertical del barril externo (cuando este último no está unido a 
la barrena), pero cuando el barril externo está unido a la barrena y se encuentran girando, el 
barril interno se mantiene relativamente estacionario a la formación. 
 
En la parte superior del barril interno se encuentra una válvula “check” y, arriba de ella, 
puertos de circulación. Cuando