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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA 
UNIDAD TICOMÁN 
CIENCIAS DE LA TIERRA 
SEMINARIO DE ACTUALIZACIÓN CON OPCIÓN A TITULACIÓN DE 
“PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS PETROLEROS” 
TESIS 
APLICACIÓN DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS EN UN POZO DIRECCIONAL 
PARA EL DISEÑO DE LA VENTANA OPERATIVA Y EL ASENTAMIENTO DE 
LAS TR’s 
 
 
PRESENTAN 
ARREOLA GONZÁLEZ FRANCISCO JAVIER 
OROPEZA GALINDO NANCY ADRIANA 
ORTIZ CRUZ SAMANTHA CORAZÓN 
 
 
DIRECTORES 
ING. MANUEL TORRES HERNÁNDEZ 
ING. ALBERTO ENRIQUE MORFÍN FAURE 
 
 
 
 
 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESIA TICOMÁN INGENIERÍA PETROLERA 
 
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AGRADECIMIENTOS. 
Dedico este trabajo que representa el último esfuerzo de mi carrera, a Dios por 
bendecirme y permitirme llegar hasta aquí. 
A mis padres Juan e Isabel que por su esfuerzo, dedicación, confianza y consejos 
a lo largo de mi vida hicieron posible este logro, de quienes me siento orgullosa y 
bendecida por ser hija de tan buenos padres, por su tenacidad y lucha insaciable. 
A mis hermanos que siempre me han brindado su apoyo cuando más lo 
necesitaba, que me han enseñado a soñar y a poner los pies sobre la tierra 
cuando es necesario y también en especial a mis directores de proyecto por su 
valiosa guía y por brindarme su tiempo. 
Es en este momento de mi vida, expresarles mi más grande agradecimiento por 
todo ese amor que ha hecho de mí una persona capaz de triunfar en la vida 
Gracias a todos ustedes por hacer posible la culminación de mi carrera y por 
permitirme alcanzar el éxito. 
Oropeza Galindo Nancy Adriana. 
 
Agradezco principalmente a Dios por estar siempre conmigo. 
A mis padres, por siempre darme su apoyo, comprensión y todo lo que necesité 
durante este tiempo. 
A mi hermana, por dedicarme gran parte de su tiempo, por apoyarme siempre en 
los momentos más difíciles. 
 Arreola González Francisco Javier. 
 
Agradezco a Dios por permitirme llegar hasta donde me encuentro el día de hoy. 
A mis padres y a mi hermano, quienes me han apoyado en todo momento a lo 
largo de este camino, me han exhortado y motivado para seguir adelante y 
alcanzar mis sueños. Me han demostrado que nada en esta vida es imposible y la 
importancia del trabajo para llegar a nuestros objetivos. 
Ortiz Cruz Samantha Corazón. 
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ÍNDICE 
RESUMEN. ........................................................................................................................................ 8 
ABSTRACT. ...................................................................................................................................... 8 
OBJETIVO GENERAL. .................................................................................................................... 9 
OBJETIVOS PARTICULARES. ...................................................................................................... 9 
1. CAPÍTULO. CONCEPTOS BÁSICOS. ............................................................................... 10 
1.1 REGISTRO GEOFÍSICO. .............................................................................................. 10 
1.2 POZO DIRECCIONAL. .................................................................................................. 10 
1.3 PERFORACIÓN DIRECCIONAL. ................................................................................ 10 
1.4 KICKOFF POINT. ........................................................................................................... 10 
1.5 TIPOS DE TRAYECTORIA. .......................................................................................... 11 
 TRAYECTORIA HORIZONTAL............................................................................ 11 
 TRAYECTORIA TIPO J. ........................................................................................ 11 
 TRAYECTORIA TIPO S. ...................................................................................... 12 
 TRAYECTORIA TIPO S MODIFICADA. ............................................................. 12 
1.6 SELECCIÓN DE LA TRAYECTORIA.......................................................................... 13 
1.7 GEOPRESIONES........................................................................................................... 13 
 PRESIÓN DE PORO. ............................................................................................ 13 
 PRESIÓN DE FRACTURA. .................................................................................. 13 
 PRESIÓN DE SOBRECARGA. ............................................................................ 13 
 ESFUERZO EFECTIVO. ....................................................................................... 13 
1.8 DISEÑO. .......................................................................................................................... 13 
1.9 VENTANA OPERATIVA. ............................................................................................... 14 
1.10 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO. ................................................................................ 14 
 TIPOS DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO. .................................................... 14 
1.11 ASENTAMIENTO DE TR´S. ......................................................................................... 15 
 RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN Y GRAFICACIÓN DE PARÁMETROS.
 ………………………………………………………………………………………………………………………………15 
 ASENTAMIENTO DE LA TUBERÍA DE EXPLOTACIÓN. ............................... 16 
 ASENTAMIENTO DE LA TR INTERMEDIA. ..................................................... 17 
 ASENTAMIENTO DE LA TR SUPERFICIAL. .................................................... 18 
 ESQUEMA AJUSTADO DE ASENTAMIENTO. ................................................ 19 
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2 CAPÍTULO. REGISTROS GEOFÍSICOS. .......................................................................... 21 
2.1 CALIPER. ......................................................................................................................... 21 
 PRINCIPIO DE MEDICIÓN. .................................................................................. 21 
 INTERPRETACIÓN DE DATOS OBTENIDOS. ................................................ 21 
 COMBINABILIDAD. ................................................................................................ 22 
 VENTAJAS Y DESVENTAJAS. ........................................................................... 22 
 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO DEL POZO. .............................................. 22 
 EJEMPLO DE APLICACIÓN. ............................................................................... 23 
 CONCLUSIONES. .................................................................................................. 24 
2.2 POTENCIAL ESPONTÁNEO. ...................................................................................... 25 
 PRINCIPIO DE MEDICIÓN. .................................................................................. 25 
 ASPECTOS LITOLOGICOS Y TEXTURALES DE LOS SEDIMENTOS Y DE 
ENERGÍA DEL AGENTE DE DEPOSITACIÓN QUE PUEDEN SER OBTENIDOS 
CON LA CURVA SP. ............................................................................................................. 26 
 VOLUMEN DE ARCILLA A PARTIR DE LA CURVA DE SP. ......................... 26 
 COMBINABILIDAD. ................................................................................................27 
 VENTAJAS Y DESVENTAJAS. ........................................................................... 27 
 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO DEL POZO. .............................................. 27 
 EJEMPLO DE APLICACIÓN. ............................................................................... 28 
 CONCLUSIONES. .................................................................................................. 30 
2.3 RAYOS GAMA. ............................................................................................................... 31 
 PRINCIPIO DE MEDICIÓN. .................................................................................. 31 
 DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN DE ARCILLA. .......................................... 31 
 LARIONOV-CLÁSTICAS TERCIARIO (JÓVENES). ........................................ 31 
 LARIONOV-CLÁSTICAS MESOZOICO (VIEJAS). ........................................... 31 
 COMBINABILIDAD. ................................................................................................ 32 
 VENTAJAS Y DESVENTAJAS. ........................................................................... 32 
 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO DEL POZO. .............................................. 32 
 EJEMPLO DE APLICACIÓN. ............................................................................... 33 
 CONCLUSIONES. .................................................................................................. 38 
2.4 DENSIDAD. ..................................................................................................................... 39 
 PRINCIPIO DE MEDICIÓN. .................................................................................. 39 
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6 
 COMBINABILIDAD. ................................................................................................ 39 
 VENTAJAS Y DESVENTAJAS. ........................................................................... 39 
 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO DEL POZO. .............................................. 40 
 EJEMPLO DE APLICACIÓN. ............................................................................... 41 
 GRÁFICA DE RESULTADOS ENTRE LOS REGISTROS NEUTRÓN-
DENSIDAD MOSTRADOS ANTERIORMENTE. ............................................................... 44 
 CONCLUSIONES. .................................................................................................. 45 
2.5 AIT (ARRAY INDUCTION IMAGER). .......................................................................... 46 
 PRINCIPIO DE MEDICIÓN. .................................................................................. 46 
 COMBINABILIDAD. ................................................................................................ 48 
 VENTAJAS Y DESVENTAJAS. ........................................................................... 48 
 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO. ................................................................... 49 
 EJEMPLO DE APLICACIÓN. ............................................................................... 50 
 CONCLUSIONES. .................................................................................................. 53 
3 CAPÍTULO. IDENTIFICACIÓN DE LAS ZONAS DE INTERÉS DEL POZO CON 
AYUDA DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS. .......................................................................... 54 
3.1 INTERVALOS DE INTÉRES DEL YACIMIENTO. ..................................................... 60 
 INTERVALO “A”. ..................................................................................................... 60 
 INTERVALO “B”. ..................................................................................................... 61 
 INTERVALO “C”. .................................................................................................... 61 
 INTERVALO “D”. .................................................................................................... 62 
 INTERVALO “E”. ..................................................................................................... 62 
 INTERVALO “F”. PROPUESTA DEL PRIMER DISPARO. .............................. 62 
 INTERVALO “G”. .................................................................................................... 63 
 INTERVALO “H”. PROPUESTA DEL SEGUNDO DISPARO. ........................ 63 
 INTERVALO “I”. ...................................................................................................... 64 
 INTERVALO “J”. PROPUESTA DEL TERCER DISPARO. ............................. 64 
 INTERVALO “K”. PROPUESTA DEL CUARTO DISPARO. ............................ 65 
 INTERVALO “L”. PROPUESTA DEL QUINTO DISPARO. .............................. 65 
 INTERVALO “M”. .................................................................................................... 66 
4 CAPÍTULO. DETERMINACIÓN DE LA VENTANA OPERATIVA CON AYUDA DE 
REGISTROS GEOFISICOS. ........................................................................................................ 67 
4.1 GRADIENTE DE PRESIÓN DE PORO. ..................................................................... 67 
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7 
4.2 GRADIENTE DE PRESIÓN DE FRACTURA. ........................................................... 67 
4.3 GRADIENTE DE PRESIÓN DE SOBRECARGA. ..................................................... 67 
4.4 VENTANA OPERATIVA DEL POZO CON MÁRGENES DE CONTROL EN LA 
PRESIÓN DE PORO Y PRESIÓN DE FRACTURA. ............................................................ 68 
5 CAPÍTULO. DISEÑO DEL ASENTAMIENTO DE TR´S. .................................................. 69 
5.1 ESTADO MECÁNICO DEL POZO. ............................................................................. 70 
6 CONCLUSIONES. .................................................................................................................. 71 
7 RECOMENDACIONES. ........................................................................................................ 71 
8 BIBLIOGRAFÍA. ...................................................................................................................... 71 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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RESUMEN. 
Hace más de medio siglo se introdujo el registro eléctrico de pozos en la industria 
petrolera. Desde entonces se han desarrollado y utilizados, en forma general, 
mucho más y mejores dispositivos de registro. Hoy en día, el análisis detallado de 
un conjunto de perfiles elegidos, provee valores precisos para conocer las 
saturaciones de hidrocarburos, agua, gas así como también la porosidad, 
permeabilidad, área, espesores, geometría, temperatura, presión del yacimiento, 
tipos de fluidos, etc. 
Este documento presenta una reseña de algunos tipos de registros de pozos que 
fueron implementados en un pozo, conforme a ellos la utilización de métodos para 
obtener propiedades petrofísicos requeridos para evaluar la ventana operativa y 
de esta manera diseñar la mejor opción para asentar las tuberías de revestimiento. 
El diseño de la perforación de pozos es un proceso sistemático y ordenado, este 
proceso requiere que ciertos aspectos que sean determinados antes. Todo lo 
anterior puede desempeñar un papel importante en la evaluación, producción y 
terminación de un yacimiento. Se espera que este documento sea útil como 
consulta para cualquier persona interesada en la importancia de los registros 
geofísicos en la perforación. 
ABSTRACT. 
More than half a century electrical well logging was introduced in the oil industry. 
Since then, they have been developed and used, in general, more andbetter 
recording devices. Today, the detailed analysis of a set of selected profiles, 
analysis provides precise values to meet saturations hydrocarbons, water, gas as 
well as porosity, permeability, area, thickness, geometry, temperature, reservoir 
pressure, etc. 
This paper presents a review of some types of well logs that were implemented in 
cased hole for a well, according to them the use of methods for petrophysical 
properties needed to evaluate the operating window and thus design the best 
option to settle the casing. 
The design of the drilling is a systematic and orderly process; this process requires 
certain aspects that are determined before. All the above can play an important 
role in the evaluation, and termination of a production site. This document is 
expected to be useful as a reference for anyone interested in the importance of 
well logs on drilling. 
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OBJETIVO GENERAL. 
 El objetivo principal es construir un pozo útil que incluye un conducto desde 
el yacimiento hasta la superficie, que permite su explotación racional en 
forma segura y al menor costo posible. 
OBJETIVOS PARTICULARES. 
 
 Determinar las características de los tipos de formaciones a perforar, la 
estabilidad, y los problemas que se pueden presentar durante la perforación 
del mismo. 
 
 Correlacionar la sección estructural con los contactos geológicos para 
determinar la presión de poro, presión de fractura, presión de sobrecarga, 
densidad de los fluidos y programar el diseño y asentamiento de tuberías 
de revestimiento. 
 
 Identificar las zonas arcillosas que son potencialmente zonas problemáticas 
durante la perforación. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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1. CAPÍTULO. CONCEPTOS BÁSICOS. 
1.1 REGISTRO GEOFÍSICO. 
Los registros geofísicos de pozos son técnicas que se utilizan en pozos para la 
exploración y explotación petrolera, minería, geohidrológica, geotérmica y 
geotécnica. 
Un registro de pozos es una representación digital o analógica de una propiedad 
física que se mide contra la profundidad. La obtención de éste se realiza a partir 
de una sonda que va recorriendo la trayectoria del pozo y de un equipo superficial 
que traduce la información enviada por la sonda a través de un cable que se 
registra en una cinta magnética o película fotográfica 
Sirven para determinar propiedades físicas in situ de las rocas. Se distinguen de 
otros métodos geofísicos porque dan un diagnóstico más confiable de las 
condiciones de las rocas, la tubería de revestimiento (TR) y de cementación, ya 
que miden las propiedades físicas y ayudan a verificar los parámetros medidos en 
la superficie. 
1.2 POZO DIRECCIONAL. 
Un pozo direccional es aquel que tiene una desviación de su trayectoria con 
respecto a la vertical, posee una dirección y desplazamiento orientado con 
respecto a la vertical y la horizontal. 
1.3 PERFORACIÓN DIRECCIONAL. 
La Perforación Direccional es la técnica para desviar la trayectoria del pozo hacia 
un objetivo predeterminado, ubicado a cierta profundidad, cuya ubicación posee 
dirección y un desplazamiento con respecto a la vertical y horizontal. 
Esto contribuye en ahorro de tiempo y costo de perforación tanto en pozos 
terrestres como marinos ya que en tierra desde una misma macro pera se pueden 
perforar varios pozos. En este caso se perforan varios pozos desde 
un solo agujero desviándose del pozo original a diferentes profundidades 
tanto en zonas terrestres como marinas. 
1.4 KICKOFF POINT. 
Punto de inicio de la desviación. El “KOP” en inglés es la ubicación a una cierta 
profundidad bajo la mesa rotaria en la cual se desvía el pozo en un ángulo 
hacia una dirección determinada. 
 
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1.5 TIPOS DE TRAYECTORIA. 
 TRAYECTORIA HORIZONTAL. 
Los pozos horizontales tienen un agujero con una sección recta, una 
sección de construcción, una sección tangencial, una segunda sección de 
construcción y una sección horizontal. El pozo se perfora hasta un punto arriba del 
yacimiento, entonces se desvía y se incrementa el ángulo hasta que alcanza los 
90 grados o más cuando se aplica apropiadamente, un pozo horizontal puede 
producir un yacimiento mejor que varios perforados verticalmente. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 TRAYECTORIA TIPO J. 
La trayectoria tipo “Slant” consta de una 
sección vertical, seguida de una sección curva donde el ángulo de inclinación se 
incrementa hasta alcanzar el valor deseado, el cual es mantenido (sección 
tangente o sección de mantener) hasta alcanzar el objetivo. 
 
 
 
 
 
 
 
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 TRAYECTORIA TIPO S. 
La trayectoria tipo “S” está formada por una sección vertical, seguida por un 
ángulo de inclinación (drop of rate) que se incrementa hasta alcanzar el valor 
deseado, luego se tiene una sección recta (sección tangente), y por último se tiene 
una sección en la que se disminuye el ángulo para entrar verticalmente al objetivo. 
 
 
 
 TRAYECTORIA TIPO S MODIFICADA. 
 La trayectoria tipo “S” modificada está conformada por una sección vertical, un 
ángulo de inclinación que se incrementa hasta alcanzar el valor deseado, a 
continuación se tiene una sección recta (sección tangente o sección de mantener), 
seguida de una sección en la que se disminuye el ángulo parcialmente (menor al 
ángulo de incrementar) y por último se tiene una sección tangente o sección de 
mantener con cual se logra entrar de forma inclinada al objetivo. 
 
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1.6 SELECCIÓN DE LA TRAYECTORIA. 
Para la planeación de un pozo direccional se requiere conocer con anticipación: la 
profundidad vertical total (PVT), las dimensiones del objetivo y el desplazamiento 
horizontal (dh). Adicionalmente, se debe considerar un ritmo de inclinación (ri) y la 
profundidad del inicio de la desviación KOP (kickoff point) recomendados. Con 
base en esta información y las características geológicas de las formaciones a 
perforar, se selecciona la trayectoria óptima que permita alcanzar el objetivo en el 
menor tiempo posible y conforme a las necesidades del cliente. 
Las trayectorias de los pozos dependen de: eventos geológicos, objetivos, 
anticolisión, origen, geopresiones. 
1.7 GEOPRESIONES. 
Son las presiones de poro, la presión de fractura y la presión de sobrecarga es el 
fundamento que da la pauta para generar un diseño óptimo que permitirá 
mantener la integridad del pozo durante su vida productiva. 
 PRESIÓN DE PORO. 
Es la presión natural, originada por los procesos geológicos de depositación y 
compactación, a la que se encuentran sometidos los fluidos contenidos en los 
espacios porosos (porosidad) de la formación. 
 PRESIÓN DE FRACTURA. 
Es la presión que resiste la formación antes de abrirse o fracturarse en un punto 
dado. Es la presión por encima de la cual la inyección de fluidos causará que la 
formación de rocas se fracture hidráulicamente. Para que ocurra la fractura es 
necesario que la presión ejercida sobre la formación sea mayor que la suma de la 
presión de poros más la componente horizontal de la presión de sobrecarga. 
 PRESIÓN DE SOBRECARGA. 
Es el peso de la columna de roca más los fluidos contenidosen el espacio poroso 
que soporta una formación a una determinada profundidad. 
 ESFUERZO EFECTIVO. 
Es el esfuerzo generado por el contacto grano a grano de la matriz de roca, el cual 
está en función de la sobrecarga a la profundidad de interés. 
1.8 DISEÑO. 
Es la condición que se requiere cumpla el pozo al ser perforado el cuál se obtiene 
mediante un análisis de ingeniería. Que incluye: comportamiento de la columna 
geológica, tipo de aceite, litología del yacimiento, pozos de correlación, diámetros 
de TR y trayectoria del pozo. 
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1.9 VENTANA OPERATIVA. 
La ventana operativa nos dice si se puede perforar o no un pozo, es el área 
definida principalmente por las curvas de presión de poro y el gradiente de 
fractura. 
Pero la ventana operativa también consiste de la curva del esfuerzo mínimo (cierre 
de las fracturas inducidas, y el límite de rompimiento, pérdida total de circulación). 
Estas cuatro curvas ayudan a definir las densidades del lodo de perforación y 
asentamientos de las tuberías de revestimiento que garantice la integridad 
mecánica y el gradiente de formación suficiente para la planeación de cada etapa. 
 La relación entre la curva de colapso de la formación y la presión dentro del pozo, 
determinan la presencia de cavernas, cierres de pozo, atrapamientos de sarta y 
fractura de la formación entre otros fenómenos. 
1.10 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO. 
Es una tubería de gran diámetro que se baja en un agujero descubierto y se 
cementa en su lugar. El diseñador de pozos debe diseñar la tubería de 
revestimiento para que tolere una diversidad de fuerzas, tales como 
aplastamiento, explosión y falla por tracción, además de las salmueras 
químicamente agresivas. 
La tubería de revestimiento se baja para proteger formaciones de agua dulce, 
aislar zonas de pérdidas de circulación o aislar formaciones con gradientes de 
presión significativamente diferentes. 
La operación durante la cual la tubería de revestimiento se coloca en el pozo se 
conoce generalmente como “bajada de la tubería”. 
 TIPOS DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO. 
1.10.1.1 REVESTIMIENTO CONDUCTOR (TUBERÍA CONDUCTORA). 
Es la primera que se cementa al iniciar la perforación del pozo. La profundidad del 
asentamiento varía de 20m a 250 m. 
1.10.1.2 REVESTIMIENTO SUPERFICIAL (TUBERÍA SUPERFICIAL). 
Se cementa hasta la superficie o hasta el interior del revestimiento conductor. 
Estas tuberías se introducen a profundidades que varían entre 500m y 1000m. 
1.10.1.3 REVESTIMIENTO INTERMEDIO (TUBERÍA INTERMEDIA). 
Se utiliza como protección del agujero descubierto, para tratar en la mayoría de los 
casos, de incrementar la densidad de los fluidos de perforación y controlar las 
zonas de alta presión. 
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15 
1.10.1.4 REVESTIMIENTO DE EXPLOTACIÓN (TUBERÍA DE 
EXPLOTACIÓN). 
Aísla el yacimiento de fluidos indeseables en la formación productora y de otras 
zonas del agujero, también para instalación de empacadores de producción y 
accesorios utilizados en la terminación del mismo. 
Actúa como conducto seguro de transmisión de hidrocarburos a la superficie y 
previene influjos de fluidos no deseados. 
1.10.1.5 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO CORTA (LINER). 
Constituye una instalación que evita utilizar una sarta en la superficie al fondo del 
pozo. La longitud de esta tubería permite cubrir el agujero descubierto, quedando 
una parte traslapada dentro de la última tubería que puede variar de 50m a 150m 
1.11 ASENTAMIENTO DE TR´S. 
El margen de seguridad 0.03gr/cm3 para no tener brotes. 
La metodología propuesta por un método gráfico y consta de los siguientes 
puntos: 
 Recopilación de Información y graficación de parámetros. 
 Asentamiento de la TR de Explotación. 
 Asentamiento de la TR Intermedia. 
 Asentamiento de la TR Superficial. 
 Esquema ajustado de asentamiento. 
 RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN Y GRAFICACIÓN DE 
PARÁMETROS. 
Para la planeación del asentamiento de TR’s es necesario considerar la siguiente 
información: 
 Diámetro de la T.R. de producción o del agujero en la última etapa. 
 Trayectoria programada. 
 Columna geológica programada. 
 Sección estructural. 
 Presión de poro y de fractura. 
 Márgenes de viaje empleados durante el movimiento de tuberías. 
 Margen del fluido de perforación para control de posible brotes. 
 Densidades del fluido de control. 
Con esta información disponible, se procede a generar un gráfico de gradientes de 
densidad equivalente de la presión de poro y de fractura. A los valores de la 
presión de poro y fractura se les deberá afectar por un margen de control que 
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16 
considere los efectos de viaje de la tubería (pintoneo y succión) y la posible 
ocurrencia de un brote. 
 
 
 ASENTAMIENTO DE LA TUBERÍA DE EXPLOTACIÓN. 
Aunque generalmente una tubería de explotación hasta la profundidad total 
programada, se debe considerar que la premisa es asentarla a la profundidad 
donde se permita la explotación de los intervalos definidos. Por tanto en la 
graficación de los parámetros se deberá señalas la profundidad de los objetivos y 
la profundidad total programada. 
Puede existir el requerimiento de explotar o probar varios objetivos a diferentes 
profundidades, pero se deberá solicitar la jerarquización de los mismos, para 
establecer un solo, como objetivo principal; y para el cual la geometría 
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17 
programada del pozo deberá priorizar los asentamientos de las tuberías de 
revestimiento. 
De acuerdo a las cuencas petroleras de México existen principalmente tres 
posibilidades para el asentamiento de tuberías de explotación, de acuerdo a los 
objetivos del pozo: 
 Pozos con objetivo jurásico (mesozoico). 
 Pozos con objetivo cretácico (mesozoico). 
 Pozos con objetivo terciario. 
1.11.2.1 ASENTAMIENTO PARA POZOS CON OBJETIVO A NIVEL DE 
JURÁSICO. 
En este caso una TR de explotación se ubica al nivel de jurásico, a la profundidad 
total programada, y otra en la base del cretácico, a la entrada del jurásico 
1.11.2.2 ASENTAMIENTO PARA POZOS CON OBJETIVO A NIVEL DE 
CRETÁCICO 
Se programa una TR de explotación a la profundidad total programada, a nivel del 
cretácico o en la cima del jurásico superior. Una TR intermedia será necesaria a 
la cima del paleoceno o cretácico. 
1.11.2.3 ASENTAMIENTO PARA POZOS CON OBJETIVO A NIVEL DE 
TERCIARIO 
En principio, se programa una TR de explotación a la profundidad total 
programada, la cual deberá cubrir el objetivo más profundo del pozo. 
Para el caso de objetivos adicionales y más someros se deberá revisar la posición 
de los mismos y en caso de ser necesario ajustar el o los asentamientos de las 
TR´s intermedias, para adicionar una o más tuberías de explotación. Estas 
consideraciones deben ser revisadas y analizadas después de completar el 
esquema de asentamientos convencionales. 
 ASENTAMIENTO DE LA TR INTERMEDIA. 
El proceso tradicional se realiza partiendo del fondo del pozo hacia la parte 
superior, pero dependiendo de las características del caso en diseño, este proceso 
puede invertirse y realizarlo desde la parte superficial hacia el fondo del pozo. 
Después de definir el asentamiento de las TR´s de explotación el siguiente paso 
es decidir la longitud de agujero descubierto que el pozo puede tolerar antes del 
asentamiento de la tubería intermedia. 
Generalmente se considera que los gradientes de poro y fractura definen la 
ventana operativa para la perforación sobre balance, y por ende determinan la 
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máxima longitud del agujero descubierto. La densidad del lodo en la sección del 
agujero descubierto deberá ser lo suficientemente alta para prevenir 
manifestaciones del pozo y soportar las paredes del agujero, y lo suficientemente 
ligera para evitar las pérdidas de circulación. 
De tal forma que para seleccionar la profundidad de la TR intermedia se procede 
de la siguiente forma: 
I. Se grafica la presión de formación más su margen de control, y la presión 
de fractura, menos su margen respectivo, (todos expresados en gradiente 
de densidad de lodo equivalente) contra la profundidad. 
 
II. A partir del máximo valor de densidad a utilizar en el fondo del pozo, que 
debe ser mayor al gradiente de presión de poro y menor que el gradiente de 
fractura sobre la sección de agujero descubierto, se proyecta una línea 
vertical hasta interceptar la curva del gradiente de fractura afectado por su 
margen de seguridad. la profundidad de esta intersección definirá el 
asentamiento de la tubería intermedia más profundad. 
Este proceso se repite hasta alcanzar la profundidad de asentamiento de la 
tubería superficial, que difiere del procedimiento anterior. 
Para cada asentamiento de tubería intermedia, será necesario revisar el margen 
por presión diferencial para asegurar que no se exponga al pozo un riesgo de 
pegadura por presión diferencial. 
 ASENTAMIENTO DE LA TR SUPERFICIAL. 
Para este caso es necesario considerar el concepto de la tolerancia al brote, en el 
cual se compara la curva del gradiente de presión de fractura con la presión 
generada en el pozo durante el control de un brote. 
En este caso el objetivo es seleccionar la profundidad de asentamiento que evite 
un brote subterráneo, por lo cual es necesario determinar una profundidad a la 
cual la formación tenga la capacidad suficiente para soportar las presiones 
impuestas por un brote. La metodología propuesta es la siguiente: 
I. Suponer una profundidad de asentamiento (Di). 
II. Con esta profundidad calcular la presión, expresada en gradiente, impuesta 
por un brote (Eb, efecto de brote, en (gr/cc)), por medio de la siguiente 
ecuación: 
𝐸𝑏 = [
𝐷
𝐷𝑖
] × 𝐼𝑓𝑐 + 𝐺𝑃𝑝𝑚𝑣 
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19 
Ifc = incremento en el fluido de perforación para controlar el brote en unidades de 
densidad equivalente, normalmente igual a 0.06 gr/cc. 
GPpmv = gradiente de presión de poro afectado por el margen de succión (viaje) a 
la profundidad final de la siguiente etapa de perforación (gr/cc). 
Di= la profundidad de interés. 
D= la profundidad de la siguiente etapa de perforación. 
A. Determinar el gradiente de fractura para la profundidad seleccionada, la 
Gfrac. 
 
B. Comparar Eb con Gfrac expresado en densidades equivalentes. Si los 
valores coinciden entonces la profundidad supuesta es la profundidad 
mínima para el asentamiento de la TR superficial. 
 
C. En caso de que no coincidan estos valores, se debe suponer otra 
profundidad y repetir el proceso hasta que coincidan los valores de 
densidad equivalente. 
La profundidad que cumpla con estos requerimientos será la profundidad mínima a 
la cual podrá asentarse la TR superficial. De tal forma que una profundidad mayor 
pueda ser seleccionada, siempre y cuando se cumpla con criterios técnicos y 
económicos que justifiquen la inversión de la longitud adicional de tubería de 
revestimiento. 
 ESQUEMA AJUSTADO DE ASENTAMIENTO. 
Los esquemas con los que se determinan las profundidades de asentamiento de 
TR’s pueden clasificarse en 2: 
 Esquema Convencional.- Este esquema debe ser realizado, en primera 
instancia, para el diseño de todos los pozos, tanto exploratorios como de 
desarrollo, y determinar el número mínimo de tuberías a utilizar. 
 Esquema Ajustado.- Este esquema establece consideraciones adicionales 
que, dependiendo de las características del pozo a diseñar, serán o no 
tomadas en cuenta para ajustar los asentamientos obtenidos en el 
esquema convencional. 
El esquema convencional es aquel en donde se determinan las profundidades de 
asentamiento en base a los gradientes de poro y fractura, los márgenes de control, 
y las correcciones por presión diferencial; pero estas profundidades determinadas 
continúan siendo tentativa, pues además, es conveniente conocer el área donde 
se planea perforar el pozo para tomar en cuenta, en el programa final, la posible 
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20 
presencia de: estratos salinos, zonas de lutitas hidratables y/o deleznables, 
acuíferos, estratos con H2S o CO2 , zonas depresionadas, fallas, zonas de alta 
presión, formaciones no consolidadas, formaciones altamente fracturadas o 
vugulares, formaciones con aportación de agua, etc. 
A la consideración de todas estas variables se le conoce como “Esquema 
Ajustado de asentamiento de tuberías”. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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21 
2 CAPÍTULO. REGISTROS GEOFÍSICOS. 
2.1 CALIPER. 
 PRINCIPIO DE MEDICIÓN. 
También denominado calibrador, es un instrumento el cual inspecciona los 
agujeros, muestra el agujero, geometría y pared del pozo, existencia de cavernas, 
fracturas, etc; o cualquier elemento que dañe la tubería. 
La herramienta realiza mediciones del diámetro en pozo, mide las variaciones de 
diámetro a través de la tubería con la finalidad de conocer el estado físico. 
El método caliper muestra la variación de diámetro de la perforación haciendo uso 
de dos o más brazos articulados que se empujan contra la pared del pozo. Cada 
brazo está conectado a un potenciómetro el cual hace que la resistencia al cambio 
del diámetro del pozo cree una señal eléctrica variable que representa la forma 
cambiante de la perforación. Esta variación se traduce en cambios de diámetro 
después de una calibración simple y el registro caliper se imprime como una serie 
continua de valores de diámetro de agujero con la profundidad. 
 INTERPRETACIÓN DE DATOS OBTENIDOS. 
 
Diámetro del agujero Posibles causas Litologías 
Promedio  Formación bien 
consolidada. 
 Formación no 
permeable. 
 Areniscas 
masivas. 
 Rocas ígneas. 
 Rocas 
metamórficas. 
 Pizarra calcárea. 
Poco más grande  Formación soluble 
en lodo de 
perforación. 
 Formación débil y 
que se derrumba. 
 Formaciones de 
sal con agua. 
 Arenas, gravas y 
pizarras 
quebradizas no 
consolidadas. 
Poco más pequeño  La formación se 
hincha. 
 Formación de 
“MudCake” para 
rocas porosas y 
permeables. 
 Lutitas hinchadas. 
 Areniscas porosas 
y permeables. 
 
 
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22 
Existen diferentes tipos de CALIPER. 
 PERFORACIÓN: caliper mecánico. 
 PRODUCCIÓN: caliper electromagnético, multifinger caliper y caliper 
ultrasónico. 
 COMBINABILIDAD. 
 GR. 
 SP. 
 BIT SIZE. 
 VENTAJAS Y DESVENTAJAS. 
2.1.4.1 VENTAJAS. 
 Agujero descubierto. 
 Cualquier tipo de lodo. 
 Determina el estado del agujero. 
2.1.4.2 DESVENTAJAS. 
 Las lecturas de la herramientas se ven afectadas por las condiciones 
ambientales como: presión, temperatura, diámetro del agujero, por lo que 
deben aplicarse las correcciones necesarias para estas condiciones 
ambientales. 
 Presión máxima 20000 psi. 
 Temperatura máxima 350 °F. 
 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO DEL POZO. 
 
 
 
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23 
 EJEMPLO DE APLICACIÓN. 
A continuación se muestra una sección de un registro donde podemos observar el 
comportamiento delcalibrador: 
 
 
 
 
 
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24 
En la sección “A” el calibrador muestra cambios de diámetro grandes durante todo 
el intervalo, posible formación débil, presencia de cavernas en todo el intervalo, 
podría tratarse de lutita quebradiza no consolidada, es una formación soluble en el 
lodo de perforación. 
En la sección “B” el comportamiento del calibrador es más estable es en promedio 
el mismo diámetro durante todo el intervalo podría ser una formación bien 
consolidada, no permeable algún tipo de roca ígnea, metamórfica, caliza, anhidrita 
o posiblemente areniscas con cavernas presentes todavía lo cual no descarta la 
posibilidad de lutita no consolidada. 
 En la sección “C” el calibrador muestra un aumento en el diámetro del agujero por 
lo tanto es una formación no consolidada y presencia de cavernas en todo el 
intervalo, formación de lutitas quebradizas. 
En la sección “D” el calibrador indica un promedio en el diámetro del agujero, 
formación bien consolidada con presencia aún de cavernas por lo tanto no se 
descarta la posibilidad que se trate de lutitas con arenisca impermeable, caliza o 
anhidrita. 
En la sección “E” el calibrador muestra un aumento en el diámetro del agujero sin 
embargo se mantiene estable el agujero, a diferencia del intervalo anterior aquí ya 
no presenta cavernas lo cual indica un cambio litológico posible presencia de 
rocas ígneas o metamórficas sin olvidar lutita no consolidada. 
En la sección “F” se muestra el diámetro del agujero en promedio más estable ya 
es una formación bien consolidada y no permeable podría tratarse de areniscas, 
en su caso rocas ígneas, metamórficas, posibilidad de caliza o anhidrita, rocas que 
sean impermeables muy bien consolidadas. 
 CONCLUSIONES. 
La medición del diámetro del pozo, no sólo es importante para los analistas de 
registros, también los perforadores necesitan de esta para calcular el volumen de 
cemento necesario para fijar las camisas, así como para el control del estado 
técnico del agujero del pozo. 
Buen indicador en las zonas del yacimiento de buena permeabilidad y porosidad. 
Así como también para calcular el espesor del enjarre, mediciones del volumen del 
pozo y del cemento requerido. 
 
 
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25 
2.2 POTENCIAL ESPONTÁNEO. 
 PRINCIPIO DE MEDICIÓN. 
Dentro de los pozos ocurren potenciales naturales (SP) que se miden a partir de 
un electrodo que recorre las paredes del pozo y otro colocado en la presa del lodo, 
en la superficie. La diferencia de potencial entre los electrodos se registra en 
función de la profundidad. El potencial que se desarrolla dentro del agujero es el 
resultado de la diferencia de salinidad entre el fluido de perforación (lodo) y el 
agua de la formación. 
Diferencia de potencial entre un electrodo colocado en la superficie del suelo (en 
la presa del lodo de perforación), y otro electrodo móvil en el lodo del pozo (en la 
sonda). 
El principal uso de la curva SP es diferenciar capas impermeables, eléctricamente 
conductivas, tales como las lutitas, de capas permeables. Como es indicadora de 
la permeabilidad iónica, las deflexiones que se obtienen no sirven de mucho para 
cuantificar la permeabilidad del fluido. La magnitud de las deflexiones está 
controlada por el contraste de resistividad entre el lodo de perforación y el agua de 
formación. Es conveniente conocer la resistividad del lodo para poder calcular la 
resistividad del agua. 
Se genera por dos tipos de interacciones: 
 ELECTROQUÍMICA. Diferencia de salinidad entre el filtrado de lodo y el 
agua de formación. 
 ELECTROCINÉTICA. Flujo de filtrado de lodo a través de un medio poroso 
no conductivo. 
Las capas impermeables tienen una tendencia a ser estables y generalmente se 
presentan en el registro hacia la parte derecha del carril izquierdo. Las deflexiones 
ya sea hacia la izquierda o a la derecha de esta línea, conocida como LÍNEA 
BASE DE LUTITAS, indican permeabilidad. Que la deflexión de la curva de SP en 
zonas permeables sea hacia la izquierda o hacia la derecha, dependerá de que la 
salinidad del agua de formación sea mayor o menor respectivamente a la del fluido 
de perforación. 
La línea base arena es más limpia por lo tanto sus valores son negativos (-), zonas 
permeables. 
La línea base arcilla es más sucia por lo tanto sus valores son positivos (+), zonas 
impermeables. 
 
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26 
 ASPECTOS LITOLOGICOS Y TEXTURALES DE LOS SEDIMENTOS Y DE 
ENERGÍA DEL AGENTE DE DEPOSITACIÓN QUE PUEDEN SER 
OBTENIDOS CON LA CURVA SP. 
 
 
 
 VOLUMEN DE ARCILLA A PARTIR DE LA CURVA DE SP. 
El volumen de arcilla calculado a partir de la curva del SP está dado por: 
𝑉𝑠ℎ𝑆𝑃 =
𝑆𝑃𝑙𝑒í𝑑𝑜 − 𝑆𝑃𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎
𝑆𝑃𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 − 𝑆𝑃𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎
 
𝑉𝑠ℎ𝑆𝑃 = 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 𝑆𝑃 
𝑆𝑃𝑙𝑒í𝑑𝑜 = 𝑆𝑃 𝑙𝑒í𝑑𝑜 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑎 𝑒𝑣𝑎𝑙𝑢𝑎𝑟 
𝑆𝑃𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎 = 𝑆𝑃 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎 𝑚á𝑠 𝑙𝑖𝑚𝑝𝑖𝑎 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑚𝑖𝑠𝑚𝑜 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑔𝑒𝑜𝑙ó𝑔𝑖𝑐𝑜 
𝑆𝑃𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 = 𝑆𝑃 𝑒𝑛 𝑙𝑎𝑠 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎𝑠 𝑑𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑔𝑒𝑜𝑙ó𝑔𝑖𝑐𝑜 
 
 
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27 
 COMBINABILIDAD. 
 GR. 
 CALIPER. 
 RESISTIVO. 
 SÓNICO. 
 VENTAJAS Y DESVENTAJAS. 
2.2.5.1 VENTAJAS. 
 Detecta de las capas permeables y porosas. 
 Indicador litológico. 
 Estima de la salinidad del agua de formación. 
 Estima el contenido de arcilla de la formación. 
 Determina los valores de resistividad del agua (Rw) y saturación de 
agua (Sw). 
 Ideal para lodos conductivos o base agua. 
2.2.5.2 DESVENTAJAS. 
 Espesor de la capa y la arcillosidad afectan la magnitud de la curva por lo 
que en capas delgadas, menores de 5 m deben realizar correcciones antes 
de calcular la resistividad del agua de formación. 
 No apto para lodo no conductor. 
 Mediciones son incorrectas por la salinidad del fluido de perforación. 
 Diámetro de invasión de la zona contaminada debe ser considerado. 
 Lecturas de medición afectadas por zonas con fracturas y fallas. 
 Presión máxima 20000 psi. 
 Temperatura máxima 350 °F. 
 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO DEL POZO. 
 
 
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28 
 EJEMPLO DE APLICACIÓN. 
A continuación se muestra una sección de un registro donde podemos observar el 
comportamiento del SP: 
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29 
En la imagen la curva que representa el Registro SP es la curva en color azul. 
 
Color de la línea Indicativo 
 Línea base Lutitas 
 Línea base arenas 
 Línea base Carbonatos 
 
En la sección “A” el SP= -61 mV (zona permeable e impermeable) con energía 
fluctuante disminuyendo hacia arriba, nos indica una zona de lutita por los valores 
altos que presenta al pegarse a la línea de las lutitas con altos porcentajes de 
arenas y carbonatos ya que la curva comienza bajar pegándose a estas dos líneas 
durante el intervalo, el tamaño de los granos es medio disminuyendo hacia arriba 
con intercalaciones de lutitas. 
𝑉𝑠ℎ𝑆𝑃 =
𝑆𝑃𝑙𝑒í𝑑𝑜 − 𝑆𝑃𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎
𝑆𝑃𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 − 𝑆𝑃𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎
 
𝑉𝑠ℎ𝑆𝑃 =
(−61 𝑚𝑉) − (−75 𝑚𝑉)
(−48 𝑚𝑉) − (−75 𝑚𝑉)
= 0.518 
𝑉𝑠ℎ𝑆𝑃 = 51.8 % 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑑𝑒 2100 𝑚 𝑎 2120 𝑚 
En la sección “B” el SP= -55 mV (zona permeable con porosidad e impermeable) 
con energía fluctuante en todo el intervalo, arenas con lutita pero con mayor 
porcentaje la arena, los granos sonde tamaño medio intercalado con lutitas. 
𝑉𝑠ℎ𝑆𝑃 =
𝑆𝑃𝑙𝑒í𝑑𝑜 − 𝑆𝑃𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎
𝑆𝑃𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 − 𝑆𝑃𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎
 
𝑉𝑠ℎ𝑆𝑃 =
(−55 𝑚𝑉) − (−65 𝑚𝑉)
(−42 𝑚𝑉) − (−65 𝑚𝑉)
= 0.434 
𝑉𝑠ℎ𝑆𝑃 = 43.4 % 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑑𝑒 2120 𝑚 𝑎 2135 𝑚 
En la sección “C” el SP= -62 mV (zona permeable con porosidad) con energía 
fluctuante disminuyendo hacia arriba y posteriormente disminuyendo hacia abajo, 
teniendo zona de arena con carbonatos con baja cantidad de lutita, posibilidad de 
hidrocarburos, comenzando con tamaño de grano medio disminuyendo hacia 
arriba y después disminuyendo hacia abajo con el mismo tamaño de grano con 
intercalaciones lutíticas. 
𝑉𝑠ℎ𝑆𝑃 =
𝑆𝑃𝑙𝑒í𝑑𝑜 − 𝑆𝑃𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎
𝑆𝑃𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 − 𝑆𝑃𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎
 
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30 
𝑉𝑠ℎ𝑆𝑃 =
(−62 𝑚𝑉) − (−70 𝑚𝑉)
(−45 𝑚𝑉) − (−70 𝑚𝑉)
= 0.32 
𝑉𝑠ℎ𝑆𝑃 = 32% 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑑𝑒 2135 𝑚 𝑎 2146.5 𝑚 
En la sección “D” el SP= -75 mV (zona permeable con porosidad) con energía 
fluctuante disminuyendo hacia abajo, se trata de carbonatos y arenas en su 
mayoría, por lo tanto presencia de hidrocarburos, el tamaño de grano es medio 
disminuyendo hacia abajo con intercalaciones lutíticas. 
𝑉𝑠ℎ𝑆𝑃 =
𝑆𝑃𝑙𝑒í𝑑𝑜 − 𝑆𝑃𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎
𝑆𝑃𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 − 𝑆𝑃𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎
 
𝑉𝑠ℎ𝑆𝑃 =
(−75 𝑚𝑉) − (−80 𝑚𝑉)
(−48 𝑚𝑉) − (−80 𝑚𝑉)
= 0.156 
𝑉𝑠ℎ𝑆𝑃 = 15.6% 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑑𝑒 2145.6 𝑚 𝑎 2160 𝑚 
En la sección “E” el SP= -44 mV (zona permeable con porosidad e impermeable) 
con energía fluctuante disminuyendo hacia abajo y cierta parte con disminución 
hacia arriba indicativo arenas con lutita el tamaño del grano es medio y se 
encuentra disminuyendo hacia abajo con intercalaciones lutíticas. 
𝑉𝑠ℎ𝑆𝑃 =
𝑆𝑃𝑙𝑒í𝑑𝑜 − 𝑆𝑃𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎
𝑆𝑃𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 − 𝑆𝑃𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎
 
𝑉𝑠ℎ𝑆𝑃 =
(−44 𝑚𝑉) − (−55 𝑚𝑉)
(−28 𝑚𝑉) − (−55 𝑚𝑉)
= 0.407 
𝑉𝑠ℎ𝑆𝑃 = 40.7% 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑑𝑒 2160 𝑚 𝑎 2200 𝑚 
 
 CONCLUSIONES. 
Este registro permite la evaluación en tiempo real por lo que la perforación se 
realiza de manera segura y eficiente. 
El cambio de herramientas en estos tipos de registros se puede hacer de forma 
segura. Es una herramienta de costo alto. Es una herramienta fundamental ya que 
nos describe las capas estratigráficas del subsuelo, facilitando el lugar donde 
encontraremos el crudo. 
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31 
2.3 RAYOS GAMA. 
 PRINCIPIO DE MEDICIÓN. 
Es una medición de la radioactividad natural de las formaciones. En las 
formaciones sedimentarias el registro normalmente refleja el contenido de arcilla 
de las formaciones porque los elementos radioactivos tienden a concentrarse en 
las arcillas y lutitas. Las formaciones limpias generalmente tienen un nivel muy 
bajo de radioactividad, a menos que contaminantes radioactivos como cenizas 
volcánicas o residuos de granito estén presentes o que las aguas de formación 
contengan sales radioactivas disueltas. 
El registro de GR puede ser corrido en pozos entubados lo que lo hace muy útil 
como una curva de correlación en operaciones de terminación o modificación de 
pozo. Con frecuencia se usa para complementar el registro SP y como sustituto 
para la curva de SP en pozos perforados con lodo salado, aire o lodos a base de 
aceite. En cada caso, es útil para la localización de capas con o sin arcilla y, lo 
más importante para la correlación general. 
 DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN DE ARCILLA. 
Utilizando la curva del registro GR, se obtiene de la siguiente manera: 
𝑉𝑠ℎ = 𝐼𝐺𝑅 𝑖𝑛𝑑𝑖𝑐𝑎𝑡𝑖𝑣𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒 𝑑𝑒 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 
𝐼𝐺𝑅 =
𝐺𝑅𝑙𝑒í𝑑𝑜 − 𝐺𝑅𝑚í𝑛
𝐺𝑅𝑚á𝑥 − 𝐺𝑅𝑚í𝑛
 
𝐼𝐺𝑅 = í𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒 𝑑𝑒 𝑟𝑎𝑦𝑜𝑠 𝑔𝑎𝑚𝑎 
𝐺𝑅𝑙𝑒í𝑑𝑜 = 𝑟𝑎𝑦𝑜𝑠 𝑔𝑎𝑚𝑎 𝑙𝑒í𝑑𝑜 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑎 𝑒𝑣𝑎𝑙𝑢𝑎𝑟 
𝐺𝑅𝑚í𝑛 = 𝑟𝑎𝑦𝑜𝑟 𝑔𝑎𝑚𝑎 𝑙𝑒í𝑑𝑜 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑑𝑒 𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎 
𝐺𝑅𝑚á𝑥 = 𝑟𝑎𝑦𝑜𝑠 𝑔𝑎𝑚𝑎 𝑙𝑒í𝑑𝑜 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑑𝑒 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 
Pero además se incluyen estas dos fórmulas utilizadas para cuantificar el volumen 
de arcilla dependiendo su edad. Las ecuaciones siguientes son las más utilizadas 
principalmente. 
 LARIONOV-CLÁSTICAS TERCIARIO (JÓVENES). 
𝑉𝑠ℎ = 0.083[2
(3.7∗𝐼𝐺𝑅)−1] 𝑚𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑠𝑐𝑜𝑛𝑠𝑜𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑜 
 LARIONOV-CLÁSTICAS MESOZOICO (VIEJAS). 
𝑉𝑠ℎ = 0.33[2
(2∗𝐼𝐺𝑅)−1] 𝑚𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑜𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑜 
 
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32 
 COMBINABILIDAD. 
 CALIPER. 
 BIT SIZE. 
 RESISTIVO. 
 DENSIDAD. 
 VENTAJAS Y DESVENTAJAS. 
2.3.6.1 VENTAJAS. 
 Definición y correlación de estratos. 
 Indicador del contenido de lutitas. 
 Evaluar minerales radiactivos. 
 Evaluar capas de carbón. 
 Correlación de pozos entubados. 
 Posicionamiento de los cañones perforadores. 
 Detección de trazadores radioactivos. 
2.3.6.2 DESVENTAJAS. 
 Dificultad al medir corrientes del orden de 10-13 amperios. 
 Difícil construcción. Al igual que la cámara de ionización es bastante 
ineficaz (1%). 
 Presión máxima 20000 psi. 
 Temperatura máxima 350 °F. 
 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO DEL POZO. 
 
 
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33 
 EJEMPLO DE APLICACIÓN. 
A continuación se muestra una sección de un registro donde podemos observar el 
comportamiento del GR: 
 
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34 
En la imagen se representa el Registro GR con las siguientes indicaciones: 
Color de la línea Indicativo 
 Línea base Lutitas 100% 
 Línea base arenas 
 
En la sección “A” con valor de GR=52.5 API este valor indica zona de arcilla pero 
la curva comienza a moverse hacia abajo por lo tanto puede deberse a presencia 
de arena en el intervalo, se puede tratar de una zona arenoarcillosa. 
𝐺𝑅 = 52.5 𝐴𝑃𝐼 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑟𝑒𝑛𝑖𝑠𝑐𝑎 
𝑉𝑠ℎ = 𝐼𝐺𝑅 
𝐼𝐺𝑅 =
𝐺𝑅𝑙𝑒í𝑑𝑜 − 𝐺𝑅𝑚í𝑛
𝐺𝑅𝑚á𝑥 − 𝐺𝑅𝑚í𝑛
 
𝐼𝐺𝑅 =
52.5 𝐴𝑃𝐼 − 30 𝐴𝑃𝐼
78 𝐴𝑃𝐼 − 30 𝐴𝑃𝐼
= 0.468 
𝐼𝐺𝑅 = 46.8 % 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑑𝑒 2054 𝑚 𝑎 2098 𝑚 
𝐼𝐺𝑅 = 46.8 % 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑠𝑢𝑐𝑖𝑎, 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑖𝑒𝑛𝑒 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑖𝑑𝑒𝑟𝑎𝑏𝑙𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒 
Cuantificación del volumen de arcilla por IGR alto con la ecuación de Larionov-Clásticas 
Mesozoico: 
𝑉𝑠ℎ = 0.33[2
(2∗0.468)−1] = 0.315 
𝑉𝑠ℎ = 31.5 % 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑖𝑑𝑒𝑟𝑎𝑛𝑑𝑜 𝑚𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑜𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑜 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑦𝑢𝑑𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑎𝑙𝑖𝑏𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 
 En la sección “B” con valor del GR= 65 API la curva comienza a tender hacia la 
línea de la arcilla, durante este intervalo predomina la arcilla como en cierta zonas 
comienza a bajar y luego tiende a subir indica que aún existe presencia de arena. 
𝐺𝑅 = 65 𝐴𝑃𝐼 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑟𝑒𝑛𝑖𝑠𝑐𝑎 
𝐼𝐺𝑅 =
𝐺𝑅𝑙𝑒í𝑑𝑜 − 𝐺𝑅𝑚í𝑛
𝐺𝑅𝑚á𝑥 − 𝐺𝑅𝑚í𝑛
 
𝐼𝐺𝑅 =
65 𝐴𝑃𝐼 − 30 𝐴𝑃𝐼
74 𝐴𝑃𝐼 − 30 𝐴𝑃𝐼
= 0.795 
𝐼𝐺𝑅 = 79.5 % 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑑𝑒 2098 𝑚 𝑎 2125 𝑚, 
𝐼𝐺𝑅 = 79.5 % 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑠𝑢𝑐𝑖𝑎, 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑖𝑒𝑛𝑒 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑖𝑑𝑒𝑟𝑎𝑏𝑙𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒 
 
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35 
Cuantificación del volumen de arcilla por IGR alto con la ecuación de Larionov-Clásticas 
Mesozoico: 
𝑉𝑠ℎ = 0.33[2
(2∗0.795)−1] = 0.496 
𝑉𝑠ℎ = 49.6 % 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑖𝑑𝑒𝑟𝑎𝑛𝑑𝑜 𝑚𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑜𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑜 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑦𝑢𝑑𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑎𝑙𝑖𝑏𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 
En la sección “C” con valor del GR= 37.5 API valor indicativo de presencia de materia 
orgánica tiende a ser un intervalo de arena seguido de una capade arcilla durante toda la 
zona. 
𝐺𝑅 = 37.5 𝐴𝑃𝐼 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑟𝑒𝑛𝑖𝑠𝑐𝑎 
𝐼𝐺𝑅 =
𝐺𝑅𝑙𝑒í𝑑𝑜 − 𝐺𝑅𝑚í𝑛
𝐺𝑅𝑚á𝑥 − 𝐺𝑅𝑚í𝑛
 
𝐼𝐺𝑅 =
37.5 𝐴𝑃𝐼 − 30 𝐴𝑃𝐼
68 𝐴𝑃𝐼 − 30 𝐴𝑃𝐼
= 0.197 
𝐼𝐺𝑅 = 19.7 % 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑑𝑒 2125 𝑚 𝑎 2132𝑚 
𝐼𝐺𝑅 = 19.7 % 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑠𝑢𝑐𝑖𝑎, 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑖𝑒𝑛𝑒 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑖𝑑𝑒𝑟𝑎𝑏𝑙𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒 
En la sección “D” con valor del GR=60 API este valor indica presencia de arena en el 
intervalo pero la presencia de acilla se hace más notable ya que la curva tiende a hacer 
ligeros picos hacia la derecha, ya es considerado un valor mayor por lo tanto predomina la 
lutita. 
𝐺𝑅 = 60 𝐴𝑃𝐼 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑟𝑒𝑛𝑖𝑠𝑐𝑎 
𝐼𝐺𝑅 =
𝐺𝑅𝑙𝑒í𝑑𝑜 − 𝐺𝑅𝑚í𝑛
𝐺𝑅𝑚á𝑥 − 𝐺𝑅𝑚í𝑛
 
𝐼𝐺𝑅 =
60 𝐴𝑃𝐼 − 40 𝐴𝑃𝐼
68 𝐴𝑃𝐼 − 40 𝐴𝑃𝐼
= 0.714 
𝐼𝐺𝑅 = 71.4 % 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑑𝑒 2132 𝑚 𝑎 2140𝑚 
𝐼𝐺𝑅 = 71.4% 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑠𝑢𝑐𝑖𝑎, 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑖𝑒𝑛𝑒 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑖𝑑𝑒𝑟𝑎𝑏𝑙𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒 
Cuantificación del volumen de arcilla por IGR alto con la ecuación de Larionov-Clásticas 
Mesozoico: 
𝑉𝑠ℎ = 0.33[2
(2∗0.714)−1] = 0.443 
𝑉𝑠ℎ = 44.3 % 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑖𝑑𝑒𝑟𝑎𝑛𝑑𝑜 𝑚𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑜𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑜 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑦𝑢𝑑𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑎𝑙𝑖𝑏𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 
 
 
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36 
En la sección “E” con valor del GR= 41.5 API este valor indica presencia de materia 
orgánica, intervalo con una formación arenoarcillosa, con cantidades de lutita en minoría y 
con arena en mayor cantidad durante toda la zona por lo tanto es de interés para disparar 
en este intervalo. 
𝐺𝑅 = 41.5 𝐴𝑃𝐼 𝑎𝑟𝑒𝑛𝑖𝑠𝑐𝑎 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 
𝐼𝐺𝑅 =
𝐺𝑅𝑙𝑒í𝑑𝑜 − 𝐺𝑅𝑚í𝑛
𝐺𝑅𝑚á𝑥 − 𝐺𝑅𝑚í𝑛
 
𝐼𝐺𝑅 =
41.5 𝐴𝑃𝐼 − 22 𝐴𝑃𝐼
75 𝐴𝑃𝐼 − 22 𝐴𝑃𝐼
= 0.367 
𝐼𝐺𝑅 = 36.4 % 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑑𝑒 2140 𝑚 𝑎 2148.5 𝑚 
𝐼𝐺𝑅 = 36.4 % 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑠𝑢𝑐𝑖𝑎, 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑖𝑒𝑛𝑒 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑖𝑑𝑒𝑟𝑎𝑏𝑙𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒 
En la sección “F” con valor del GR=45 API este valor indica presencia de materia orgánica 
en la zona por lo tanto es una zona de interés para disparar, la curva indica presencia de 
lutitas en la primera parte y posteriormente comienza disminuir por lo cual comienza la 
entrada de arena a la zona predominando la arena en el intervalo. 
𝐺𝑅 = 45 𝐴𝑃𝐼 𝑎𝑟𝑒𝑛𝑖𝑠𝑐𝑎 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 
𝐼𝐺𝑅 =
𝐺𝑅𝑙𝑒í𝑑𝑜 − 𝐺𝑅𝑚í𝑛
𝐺𝑅𝑚á𝑥 − 𝐺𝑅𝑚í𝑛
 
𝐼𝐺𝑅 =
45 𝐴𝑃𝐼 − 15 𝐴𝑃𝐼
75 𝐴𝑃𝐼 − 15 𝐴𝑃𝐼
= 0.5 
𝐼𝐺𝑅 = 50 % 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑑𝑒 2148.5 𝑚 𝑎 2169 𝑚 
𝐼𝐺𝑅 = 50 % 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑠𝑢𝑐𝑖𝑎, 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑖𝑒𝑛𝑒 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑖𝑑𝑒𝑟𝑎𝑏𝑙𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒 
Cuantificación del volumen de arcilla por IGR alto con la ecuación de Larionov-Clásticas 
Mesozoico: 
𝑉𝑠ℎ = 0.33[2
(2∗0.5)−1] = 0.33 
𝑉𝑠ℎ = 33 % 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑖𝑑𝑒𝑟𝑎𝑛𝑑𝑜 𝑚𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑜𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑜 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑦𝑢𝑑𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑎𝑙𝑖𝑏𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 
En la sección “G” con valor de GR= 52.5 API este valor indica presencia de materia 
orgánica sin embargo este valor podría ser confundido con entrada de agua a la 
formación, dependiendo de la cantidad de materia orgánica podría ser rentable o no, 
presencia de zona arenoarcillosa en todo el intervalo. 
𝐺𝑅 = 52.5 𝐴𝑃𝐼 𝑎𝑟𝑒𝑛𝑖𝑠𝑐𝑎 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 
𝐼𝐺𝑅 =
𝐺𝑅𝑙𝑒í𝑑𝑜 − 𝐺𝑅𝑚í𝑛
𝐺𝑅𝑚á𝑥 − 𝐺𝑅𝑚í𝑛
 
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37 
𝐼𝐺𝑅 =
52.5 𝐴𝑃𝐼 − 30 𝐴𝑃𝐼
75 𝐴𝑃𝐼 − 30 𝐴𝑃𝐼
= 0.5 
𝐼𝐺𝑅 = 50 % 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑑𝑒 2169 𝑚 𝑎 2200 𝑚 
𝐼𝐺𝑅 = 50 % 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑠𝑢𝑐𝑖𝑎, 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑖𝑒𝑛𝑒 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑖𝑑𝑒𝑟𝑎𝑏𝑙𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒 
Cuantificación del volumen de arcilla por IGR alto con la ecuación de Larionov-Clásticas 
Mesozoico: 
𝑉𝑠ℎ = 0.33[2
(2∗0.5)−1] = 0.33 
𝑉𝑠ℎ = 33 % 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑖𝑑𝑒𝑟𝑎𝑛𝑑𝑜 𝑚𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑜𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑜 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑦𝑢𝑑𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑎𝑙𝑖𝑏𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 
 
En la sección “H” con valor de GR= 32.5 API este valor indica presencia de materia 
orgánica y la curva comienza a bajar de manera consecutiva a partir de los 2200 m por lo 
tanto hay un cambio de litología, representa posibles arenas y carbonatos ya que 
comienza a descender rápidamente la curva. 
𝐺𝑅 = 32.5 𝐴𝑃𝐼 𝑐𝑎𝑟𝑏𝑜𝑛𝑎𝑡𝑜𝑠 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎, 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑙𝑖𝑚𝑝𝑖𝑎 
𝐼𝐺𝑅 =
𝐺𝑅𝑙𝑒í𝑑𝑜 − 𝐺𝑅𝑚í𝑛
𝐺𝑅𝑚á𝑥 − 𝐺𝑅𝑚í𝑛
 
𝐼𝐺𝑅 =
32.5 𝐴𝑃𝐼 − 20 𝐴𝑃𝐼
47 𝐴𝑃𝐼 − 20 𝐴𝑃𝐼
= 0.462 
𝐼𝐺𝑅 = 46.2 % 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑑𝑒 2200 𝑚 𝑎 2212 𝑚 
𝐼𝐺𝑅 = 46.2 % 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑠𝑢𝑐𝑖𝑎, 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑖𝑒𝑛𝑒 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑖𝑑𝑒𝑟𝑎𝑏𝑙𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒 
Cuantificación del volumen de arcilla por IGR alto con la ecuación de Larionov-Clásticas 
Mesozoico: 
𝑉𝑠ℎ = 0.33[2
(2∗0.462)−1] = 0.313 
𝑉𝑠ℎ = 31.3 % 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑖𝑑𝑒𝑟𝑎𝑛𝑑𝑜 𝑚𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑜𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑜 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑦𝑢𝑑𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑎𝑙𝑖𝑏𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 
 
En la sección “I” con valor de GR= 17.5 API indicativo de presencia de materia orgánica 
en el intervalo, la curva muestra valores muy bajos durante la zona en varios puntos lo 
cual se debe a carbonatos en la zona, con baja cantidad de agua en la zona, baja 
cantidad de lutita. 
𝐺𝑅 = 17.5 𝐴𝑃𝐼 𝑐𝑎𝑟𝑏𝑜𝑛𝑎𝑡𝑜𝑠 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎, 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑙𝑖𝑚𝑝𝑖𝑎 𝑐𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑠 
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38 
𝐼𝐺𝑅 =
𝐺𝑅𝑙𝑒í𝑑𝑜 − 𝐺𝑅𝑚í𝑛
𝐺𝑅𝑚á𝑥 − 𝐺𝑅𝑚í𝑛
 
𝐼𝐺𝑅 =
17.5 𝐴𝑃𝐼 − 5 𝐴𝑃𝐼
32 𝐴𝑃𝐼 − 5 𝐴𝑃𝐼
= 0.46 
𝐼𝐺𝑅 = 46 % 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑑𝑒 2212 𝑚 𝑎 2235 𝑚 
𝐼𝐺𝑅 = 46 % 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑠𝑢𝑐𝑖𝑎, 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑖𝑒𝑛𝑒 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑖𝑑𝑒𝑟𝑎𝑏𝑙𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒 
Cuantificación del volumen de arcilla por IGR alto con la ecuación de Larionov-Clásticas 
Mesozoico: 
𝑉𝑠ℎ = 0.33[2
(2∗0.46)−1] = 0.312 
𝑉𝑠ℎ = 31.2 % 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑖𝑑𝑒𝑟𝑎𝑛𝑑𝑜 𝑚𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑜𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑜 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑦𝑢𝑑𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑎𝑙𝑖𝑏𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 
 
 CONCLUSIONES. 
Los objetivos del registro Rayos Gama es discriminar entre zonas de interés y 
aquellas que no lo son, definir volumen de arcilla en el yacimiento. La mayoría de 
las rocas del yacimiento contienen potasio (K), torio (Th) y uranio (U) en muy 
pocas cantidades y por lo tanto tienen un nivel bajo de radiación GR. La 
herramienta registra los rayos gamma espontáneos emitidos por los tres isótopos. 
El nivel de GR se registra en unidades API en escala de 0 – 150 API. Algo que 
debemos tener en cuenta es que ciertas arenas “limpias” pueden manifestar altos 
valores de GR pero en el caso del registro anterior no es el caso sin embargo 
debe tomarse en consideración, algunas areniscas con este resultado pueden ser: 
 Arenisca arcosica (feldespato). 
 Arenisca micácea. 
 Arenisca con minerales pesados, glauconita. 
 
 
 
 
 
 
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39 
2.4 DENSIDAD. 
 PRINCIPIO DE MEDICIÓN. 
El registro de densidad mide la densidad de la formación y la relaciona con la 
porosidad. Una fuente radioactiva emite radiación gama hacia la formación, la cual 
interacciona con los electrones de la formación según el efecto Compton, los rayos 
se dispersan por el núcleo de la formación de donde se obtiene rayos gama de 
Compton, que es una radiación secundaria producida en los átomos de la 
formación y se origina porque la formación cede energía a los átomos dejándolos 
en estado excitado. Estos rayos se detectan como una medida de la densidad de 
la formación. 
En las formaciones de baja densidad (alta porosidad) se leen más conteos de 
rayos gama. En la medida que la densidad se incrementa (porosidad decrece), 
menos conteos de rayos gamma pueden ser detectados. 
 COMBINABILIDAD.GR. 
 NEUTRÓN. 
 SÓNICO. 
 VENTAJAS Y DESVENTAJAS. 
2.4.3.1 VENTAJAS. 
 Identifica minerales en depósitos evaporíticos. 
 Detecta el gas. 
 Determina: porosidad, densidad de los hidrocarburos, espesor del enjarre, 
contenido de lutita, saturación de fluidos. 
2.4.3.2 DESVENTAJAS. 
 Presión máxima a 20000 psi. 
 Temperatura máxima a 350°F. 
 No se puede utilizar en agujero entubado. 
 
 
 
 
 
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40 
 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO DEL POZO. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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41 
 EJEMPLO DE APLICACIÓN. 
A continuación se muestra una sección de un registro donde podemos observar el 
comportamiento del registro de Densidad: 
 
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42 
En la imagen, la curva roja pertenece al registro Densidad y la curva azul 
corresponde al registro Neutrón, los dos registros están combinados para indicar 
presencia de gas, aceite y agua. 
Indicativos para las zonas de interés en el registro. 
 Zona de Agua 
 Zona de aceite 
 Zona de gas 
 Zona de arcilla 
 
En la sección “A” con una ρ=2.605 gr/cm3 y ϕN=0.1655, la curva muestra intervalos 
de interés con hidrocarburos pero de igual manera registra presencia de agua en 
la zona. 
𝜌 = 2.58 𝑔𝑟 𝑐𝑚3⁄ − 2.68 𝑔𝑟 𝑐𝑚3⁄ 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎𝑠 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 
En la sección “B” con una ρ= 2.455 gr/cm3 y ϕN=0.144, las curvas indican 
presencia de aceite, agua y gas en el intervalo las curvas llegan a salir del rango 
pero esto es debido a la presencia de gas. 
𝜌 = 2.2 𝑔𝑟 𝑐𝑚3⁄ − 2.68 𝑔𝑟 𝑐𝑚3⁄ 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎𝑠, 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎𝑠, 𝑐𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑠 
En la sección “C” con una ρ= 2.60 gr/cm3 y ϕN=0.21, las curvas indican una gran 
separación entre ellas la cual indica que en este intervalo no hay presencia de 
aceite, agua o gas, solo hay presencia de roca. 
𝜌 = 2.2 𝑔𝑟 𝑐𝑚3⁄ − 2.68 𝑔𝑟 𝑐𝑚3⁄ 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎𝑠 𝑦 𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎𝑠 
En la sección “D” con una ρ= 2.63 gr/cm3 y ϕN=0.12, las curvas indican presencia 
de agua en la zona solamente por lo tanto es descartada para disparar este 
intervalo. 
𝜌 = 2.58 𝑔𝑟 𝑐𝑚3⁄ − 2.68 𝑔𝑟 𝑐𝑚3⁄ 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎𝑠 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 
En la sección “E” con una ρ= 2.63 gr/cm3 y ϕN= 0.21, las curvas indican gran 
separación entre ellas por lo tanto este intervalo contiene solo roca, no es 
necesario disparar a pesar de que indica una buena porosidad. 
𝜌 = 2.58 𝑔𝑟 𝑐𝑚3⁄ − 2.65 𝑔𝑟 𝑐𝑚3⁄ 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 𝑦 𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎 
 
 
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43 
En la sección “F” con una ρ= 2.53 gr/cm3 y ϕN= 0.150, ϕN= 0.15 en la parte superior 
del intervalo posteriormente cambia ϕN= 0.09 en la parte inferior del intervalo 
manteniéndose en este valor con estos cambios llega a mostrarse en promedio 
ϕN= 0.12 todo esto puede deberse al cambio litológico que se presenta a partir de 
este intervalo. Las curvas muestran la presencia de aceite, agua y gas durante 
todo el intervalo por lo tanto es una buena zona de interés para disparar. 
𝜌 = 2.38 𝑔𝑟 𝑐𝑚3⁄ 𝑦 𝑟𝑒𝑏𝑎𝑠𝑎 𝑙𝑜𝑠 2.68 𝑔𝑟 𝑐𝑚3⁄ 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎, 𝑑𝑜𝑙𝑜𝑚𝑖𝑎 𝑦 𝑐𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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44 
 GRÁFICA DE RESULTADOS ENTRE LOS REGISTROS 
NEUTRÓN-DENSIDAD MOSTRADOS ANTERIORMENTE. 
SECCIÓN DEL 
REGISTRO 
DENSIDAD (gr/cm3) POROSIDAD NEUTRÓN 
(%) 
A 2.605 16.55 
B 2.455 14.4 
C 2.60 21 
D 2.63 12 
E 2.63 21 
F 2.53 15 
 F´ 2.53 9 
 F´´ 2.53 12 
 
 
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45 
De acuerdo a los resultados obtenidos de la gráfica anterior: 
SECCIÓN “A” en este intervalo se presenta una formación compuesta por caliza y 
dolomía por lo tanto indica presencia de hidrocarburo con una porosidad entre el 
7-9 %, por lo tanto es considerada de interés pero tomando en cuenta que hay 
contenido de agua. 
SECCIÓN “B” en este intervalo se presenta caliza con arena en la formación por lo 
tanto se considera zona de interés para disparar, la porosidad va de 13-14%, zona 
con agua y también con gas. 
SECCIÓN “C” en este intervalo la formación contiene dolomía, caliza y presencia 
de arcilla que tiene una porosidad de 7-13% no es considerada de interés ya que 
las curvas de los registros muestran que esta zona se encuentra formada por solo 
rocas. 
SECCIÓN “D” en este intervalo se indica que la formación contiene en porcentajes 
muy similares caliza y dolomía con una porosidad del 5%, solo hay presencia de 
agua. 
SECCIÓN “E” en este intervalo la formación está compuesta por dolomía con 
arcilla en la zona y una porosidad del 13%, se confirma la presencia de solo 
material rocoso. 
SECCIÓN “F” el tipo de formación es de caliza con dolomía con bajo contenido de 
arcilla, con una porosidad del 7-10%, presencia de gas, aceite y agua, zona 
importante para disparar. 
SECCIÓN “F´” la formación corresponde a la misma que la anterior solo que en 
esta se pueden apreciar cambios de porosidad debido al cambio litológico caliza 
con arena, porosidad del 7-9% se ve afecto por la presencia de gas. 
SECCIÓN “F´´” se indica que corresponde a una caliza con una porosidad que va 
5-10% pero estos cambios se deben a que en todo el intervalo hay ciertas zonas 
que contienen gas por lo tanto las curvas comienzan a mostrar valores que salen 
de los rangos determinados. 
 CONCLUSIONES. 
El registro aplicado en la perforación son servicios de importancia para la 
prospección petrolera en diferentes etapas de la vida de un pozo, por lo tanto las 
aplicaciones de los registros no solo en la etapa de perforación dado que también 
auxilian en la etapa de terminación, reparación y producción. 
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46 
2.5 AIT (ARRAY INDUCTION IMAGER). 
 PRINCIPIO DE MEDICIÓN. 
Registros de arreglo de imágenes de inducción, es un sistema construido de 
arreglos independientes de bobinas cuyos espaciamientos varían desde unas 
cuentas pulgadas hasta varios pies. Actualmente la profundidad de investigación 
de esta herramienta varía de 10 a 90 in. 
Virtualmente, se elimina el efecto de cavidades, capas vecinas y el efecto Skin. El 
efecto de cavidad se produce cuando una herramienta de inducción encuentra una 
zona deslavada o caverna en el agujero con un alto contraste de la resistividad de 
formación a la resistividad del lodo. 
La herramienta AIT usa varios arreglos de bobinas, cuyos espaciamientos varían, 
para producir mediciones que virtualmente están libres del efecto de cavidad y que 
además proporciona valores de Rt que no requieren de efectos del perfil de 
invasión. Este registro es una combinación de las mediciones del sistema, y se 
puede interpretar como un registro de inducción con correcciones ambientales 
efectuadas. 
Es una herramienta de múltiples arreglos: sonda, cartucho electrónico, telemetría. 
La sonda tiene 2 sensores (señales), realizando 28 mediciones de conductividad. 
Adquiere 28 mediciones de inducción diferentes en intervalos de 3 pulgadas. 
 
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47 
Genera imágenes profundas de la resistividad de la formación en 2 dimensiones, 
mostrando las capas y los efectos de invasión. 
Cinco curvas sobre el registrocon profundidades medias de investigación 
C10”=Ri, C20”=Ri, C30”, C60” Y C90” que es la esencial, las respuestas de las 
lecturas son constantes, vertical y radialmente, en un amplio rango de 
conductividades de formación. 
A continuación se muestra las profundidades de investigación de la herramienta 
AIT. 
 
A continuación se muestra la gráfica que representa el radio de investigación y las 
curvas que corresponden a que parámetro es obtenido dependiendo su 
profundidad. 
 
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48 
 COMBINABILIDAD. 
El AIT es la primera herramienta de inducción que se opera en forma combinada 
con diversas herramientas: 
 GR. 
 DSI 
 IPL. 
 LDT 
 DIT-E 
 NGT 
 DLT-E 
La configuración y construcción de la herramienta AIT permite combinar y operar 
en forma simultánea, colocándose arriba o debajo del grupo de las herramientas. 
 VENTAJAS Y DESVENTAJAS. 
2.5.3.1 VENTAJAS. 
 Las señales de la herramienta penetran a través de zonas irregulares e 
invasión alrededor del pozo para describir la zona virgen. 
 Puede funcionar para cualquier tipo de fluido incluyendo lodos sabe aceite o 
altamente conductivos. 
 Se pueden observar las imágenes de invasión y saturación que nunca 
habían sido vistas. 
 Cuenta con cinco profundidades de investigación que permiten una 
detallada descripción de la formación por los diferentes radios de 
investigación. 
2.5.3.2 DESVENTAJAS. 
 El uso de la herramienta no es adecuado en condiciones de alta presión y 
temperatura. Por razones de diseño no es posible utilizar la herramienta en 
rangos de temperatura mayores a 350° F, y presión mayor de 20000 psi. 
 Debido a que el diámetro de la herramienta es de 9.9 cm es necesario 
contar con un pozo adecuado para su utilización sin que se tengan 
problemas de operación por lo cual es recomendable su utilización en 
pozos de 12 a 50 cm. 
 
 
 
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49 
 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO. 
El registro AIT consta de cinco curvas, cada una enfocada a diferente profundidad 
dentro de la formación y concordando cada una en resolución vertical. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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50 
 EJEMPLO DE APLICACIÓN. 
La siguiente imagen nos muestra un ejemplo del registro resistivo AIT: 
 
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51 
En la sección “A” 
𝑅𝑥𝑜 = 4 − 4.5
𝑜𝑚ℎ
𝑚
 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑙𝑎𝑣𝑎𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 
𝑅𝑖 = 3.5 − 4.5
𝑜𝑚ℎ
𝑚
𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑖𝑛𝑣𝑎𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 
𝑅𝑡 = 4 − 4.5
𝑜𝑚ℎ
𝑚
 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑣𝑒𝑟𝑑𝑎𝑑𝑒𝑟𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 
𝑅𝑥𝑜 > 𝑅𝑖 ≤ 𝑅𝑡 𝑖𝑛𝑣𝑎𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑢𝑛𝑎 𝑐𝑎𝑝𝑎 𝑝𝑒𝑟𝑚𝑒𝑎𝑏𝑙𝑒 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑓𝑖𝑙𝑡𝑟𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑜𝑑𝑜 
Resistividades bajas por lo tanto corresponde a presencia de arcillas y de arenas 
de agua o húmedas, posible presencia de agua en la zona. 
En la sección “B” 
𝑅𝑥𝑜 = 4 − 20 
𝑜𝑚ℎ
𝑚
 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑙𝑎𝑣𝑎𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 
𝑅𝑖 = 3.8 − 20 
𝑜𝑚ℎ
𝑚
𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑖𝑛𝑣𝑎𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 
𝑅𝑡 = 4 − 20
𝑜𝑚ℎ
𝑚
 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑣𝑒𝑟𝑑𝑎𝑑𝑒𝑟𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 
𝑅𝑡 < 𝑅𝑖 < 𝑅𝑥𝑜 𝑖𝑛𝑣𝑎𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 ℎ𝑖𝑑𝑟𝑜𝑐𝑎𝑟𝑏𝑢𝑟𝑜 
Resistividades bajas indican presencia de arcilla y arenas de agua o húmedas en 
la zona sin embargo se aprecian cambios bruscos de resistividades muy altos los 
cuales nos indican presencia de arenas petrolíferas en la zona por lo tanto es de 
interés este intervalo. 
En la sección “C” 
𝑅𝑥𝑜 = 4.3 
𝑜𝑚ℎ
𝑚
 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑙𝑎𝑣𝑎𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 
𝑅𝑖 = 3.8 − 4 
𝑜𝑚ℎ
𝑚
𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑖𝑛𝑣𝑎𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 
𝑅𝑡 = 3.7 − 4
𝑜𝑚ℎ
𝑚
 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑣𝑒𝑟𝑑𝑎𝑑𝑒𝑟𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 
Los valores de resistividades indican valores bajos que se interpretan que la 
formación está compuesta por arcilla y arenas de agua o húmedas, sin cantidad 
de agua presente. 
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52 
En la sección “D” 
𝑅𝑥𝑜 = 2 − 20 
𝑜𝑚ℎ
𝑚
 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑙𝑎𝑣𝑎𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 
𝑅𝑖 = 2 − 18.5 
𝑜𝑚ℎ
𝑚
𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑖𝑛𝑣𝑎𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 
𝑅𝑡 = 2 − 17 
𝑜𝑚ℎ
𝑚
 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑣𝑒𝑟𝑑𝑎𝑑𝑒𝑟𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 
𝑅𝑡 < 𝑅𝑖 < 𝑅𝑥𝑜 𝑖𝑛𝑣𝑎𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 ℎ𝑖𝑑𝑟𝑜𝑐𝑎𝑟𝑏𝑢𝑟𝑜 
Las resistividades que van cambiando durante el intervalo indican que nos 
encontramos en una zona donde hay contenido de arcilla, arenas de agua o 
húmedas, agua y arenas petrolíferas. 
En la sección “E” 
𝑅𝑥𝑜 = 3 − 4 
𝑜𝑚ℎ
𝑚
 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑙𝑎𝑣𝑎𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 
𝑅𝑖 = 3 − 4 
𝑜𝑚ℎ
𝑚
𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑖𝑛𝑣𝑎𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 
𝑅𝑡 = 3 − 4.8 
𝑜𝑚ℎ
𝑚
 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑣𝑒𝑟𝑑𝑎𝑑𝑒𝑟𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 
Las resistividades indican presencia de arcilla y de arenas de agua o húmedas en 
el intervalo, no es de interés. 
En la sección “F” 
𝑅𝑥𝑜 = 3 − 19.8 
𝑜𝑚ℎ
𝑚
 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑙𝑎𝑣𝑎𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 
𝑅𝑖 = 2.2 − 16 
𝑜𝑚ℎ
𝑚
𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑖𝑛𝑣𝑎𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 
𝑅𝑡 = 2.8 − 17 
𝑜𝑚ℎ
𝑚
 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑣𝑒𝑟𝑑𝑎𝑑𝑒𝑟𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 
𝑅𝑖 ≤ 𝑅𝑡 < 𝑅𝑥𝑜 𝑖𝑛𝑣𝑎𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 ℎ𝑖𝑑𝑟𝑜𝑐𝑎𝑟𝑏𝑢𝑟𝑜 
Las resistividades muestran contenido de agua en el intervalo así como también 
arcilla, arenas de agua o húmedas y petrolíferas, es una zona de interés para 
disparar. 
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53 
En la sección “G” 
𝑅𝑥𝑜 = 2 − 20 
𝑜𝑚ℎ
𝑚
 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑙𝑎𝑣𝑎𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 
𝑅𝑖 = 3 − 20 
𝑜𝑚ℎ
𝑚
𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑖𝑛𝑣𝑎𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 
𝑅𝑡 = 3 − 19 
𝑜𝑚ℎ
𝑚
 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑣𝑒𝑟𝑑𝑎𝑑𝑒𝑟𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 
𝑅𝑖 ≤ 𝑅𝑡 < 𝑅𝑥𝑜 𝑖𝑛𝑣𝑎𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 ℎ𝑖𝑑𝑟𝑜𝑐𝑎𝑟𝑏𝑢𝑟𝑜 
Las resistividades obtenidas se interpretan como una formación de arcilla, arenas 
con agua o húmedas, agua y arenas petrolíferas, zona de interés para disparar. 
 CONCLUSIONES. 
AIT es una herramienta de inducción de gran avance tecnológico, su resolución 
radial y vertical son esenciales para ver imágenes de invasión y saturación. 
La herramienta AIT funciona con cualquier tipo de fluido, incluyendo lodo en base 
aceite, lo que representa una fuerte ventaja en comparación de otras herramientas 
similares. 
Su distribución posicional de las bobinas a 5 profundidades diferentes, permite 
identificar heterogeneidades en el subsuelo, por lo tanto la caracterización del 
yacimiento se hace más fácil. 
Su limitante principal es que si se efectuada en agujero descubierto tiene 
involucrada efectos del pozo en los que hay que aplicar ciertas correcciones en la 
lectura, y que el lodo salino representa algunos problemas en las mediciones. 
 
 
 
 
 
 
 
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54 
3 CAPÍTULO. IDENTIFICACIÓN DE LAS ZONAS DE INTERÉS DEL POZO 
CON AYUDA DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS. 
 
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