InterpretaciAn-sAsmica-de-un-cubo-3D-terrestre-en-el-sureste-de-MA-xico

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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA 
CIENCIAS DE LA TIERRA 
UNIDAD TICOMAN 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
INTERPRETACIÓN SÍSMICA DE UN 
CUBO 3D TERRESTRE EN EL 
SURESTE DE MÉXICO 
 
 
 
 
 
 
 
 
T E S I S 
PARA OBTENER EL TITULO DE: 
INGENIERO GEOFÍSICO 
P R E S E N T A : 
SAMANTHA BEATRIZ RIOS DELGADO 
 
 
 
 
 
MÉXICO, D.F. Mayo 2010 
 
 
 
 
 
1 
ÍNDICE 
 
RESUMEN ......................................................................................................................................... 3 
ABSTRACT…………………………………………………………………………………………………..4 
CAPITULO I INTRODUCCIÓN .......................................................................................................... 5 
1.1 OBJETIVO. ................................................................................................................................... 6 
1.2 METODOLOGÍA DE TRABAJO. ..................................................................................................... 6 
CAPÍTULO II MARCO GEOLÓGICO ................................................................................................ 8 
MARCO GEOLÓGICO REGIONAL ........................................................................................................ 8 
MARCO GEOLÓGICO LOCAL ............................................................................................................. 10 
2.1 LOCALIZACIÓN ............................................................................................................................... 10 
2.1.1 Descripción del campo .......................................................................................................... 11 
2.2 GEOLOGÍA ESTRUCTURAL .......................................................................................................... 11 
2.3 ESTRATIGRAFÍA.............................................................................................................................. 13 
2.3.1. Jurásico Superior Kimmeridgiano. .................................................................................... 13 
2.3.2 Jurásico Superior Tithoniano. ............................................................................................. 13 
2.3.3 Cretácico Inferior..................................................................................................................... 13 
2.3.4 Cretácico Superior .................................................................................................................. 13 
2.4 EVOLUCIÓN GEOLÓGICA DE LAS CUENCAS DEL SURESTE. ............................................ 19 
2.4.1. Jurásico Superior Kimmeridgiano. .................................................................................... 19 
2.4.2 Jurásico Superior Tithoniano. ............................................................................................. 20 
2.4.3 Cretácico Inferior..................................................................................................................... 20 
2.4.4 Cretácico Superior. ................................................................................................................. 20 
2.4.5 Terciario ..................................................................................................................................... 21 
2.5. GEOLOGÍA DE YACIMIENTOS .................................................................................................... 23 
2.5.1. Rocas generadoras. .............................................................................................................. 23 
2.5.2. Rocas almacenadoras. ......................................................................................................... 24 
2.5.3. Roca sello. ............................................................................................................................... 24 
2.5.4. Trampas asociadas al potencial de Hc´s. ........................................................................ 25 
2.5.5. Productividad de los yacimientos. .................................................................................... 25 
CAPITULO III MARCO GEOFÍSICO. .............................................................................................. 26 
3.1. PROSPECCIÓN SISMOLÓGICA .................................................................................................. 26 
3.1.1 Adquisición Sísmica 3-D ....................................................................................................... 26 
3.1.2 Procesado de Datos Sísmicos ............................................................................................. 34 
3.1.3 Atributos Sísmicos ................................................................................................................. 35 
3.1.4 Curvas T-Z ................................................................................................................................. 39 
3.2 REGISTROS GEOFÍSICOS ............................................................................................................. 42 
3.2.1. Perforación de Pozos ............................................................................................................ 43 
3.2.2 Tipos de Registros Geofísicos ............................................................................................ 43 
3.2.1.1 Tipos de herramientas ................................................................................................................... 44 
3.2.3 Registros Nucleares ............................................................................................................... 45 
3.2.3.1 Registro de Neutrón Compensado .............................................................................................. 45 
3.2.3.2 Registro de Litodensidad Compensado. ................................................................................... 46 
3.2.3.3 Registro de Rayos Gamma ............................................................................................................ 46 
3.2.4 Registros Acústicos. .............................................................................................................. 47 
3.2.4.1 Registro Sónico ................................................................................................................................ 47 
3.2.5 Registros de Resistividad ..................................................................................................... 47 
3.2.5.1 Profundo ............................................................................................................................................ 48 
3.2.5.2 Somero ............................................................................................................................................. 48 
3.2.6 Programa de Registros .......................................................................................................... 49 
3.2.6.1 Selección de los registros apropiados ....................................................................................... 49 
3.2.6.2 Control de calidad de los registros ............................................................................................. 50 
3.2.7. El Proceso de Interpretación. ............................................................................................. 50 
3.2.7.1 Volumen de Arcilla. ......................................................................................................................... 51 
3.2.7.2. Mineralogía Compleja. ................................................................................................................... 51 
3.2.7.3. Porosidad. ........................................................................................................................................ 53 
 
 
 
 
23.2.7.4 Saturación de Agua. ........................................................................................................................ 53 
3.2.7.5. Permeabilidad Intrínseca .............................................................................................................. 54 
CAPITULO IV INTERPRETACIÓN ................................................................................................. 56 
4.1 INTERPRETACIÓN Y RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS 
DE POZOS ................................................................................................................................................ 56 
4.2 INTERPRETACIÓN SÍSMICO ESTRUCTURAL .......................................................................... 76 
4.2.1 Modelo de fallas ....................................................................................................................... 76 
4.2.2 Interpretación y Configuración de Horizontes (unidades litoestratigráficas) ........ 80 
4.2.2.1 Cretácico Superior ........................................................................................................................... 81 
4.2.2.2 Cretácico Superior San Felipe ...................................................................................................... 82 
4.2.2.3 Cretácico Superior Agua Nueva ................................................................................................... 83 
4.2.2.4 Cretácico Inferior ............................................................................................................................. 84 
4.2.2.5 Jurásico Superior Thitoniano ....................................................................................................... 86 
4.2.2.6 Jurásico Superior Kinmeridgiano ................................................................................................ 87 
CONCLUSIONES ............................................................................................................................ 89 
Bibliografía...................................................................................................................................... 90 
Índice de Figuras ............................................................................................................................ 91 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
3 
 
RESUMEN 
 
 
El presente proyecto es el resultado final del conocimiento, estudio, 
familiarización y práctica con los softwares Petrel® e Interpetrophysics® (marcas 
registradas de la compañía Schlumberger) y Mesa® ( marca registrada de la 
compañía GMG), además del software Interpetrophysics® (utilizado para cargar 
los datos), para interpretar e integrar datos obtenidos en campo (registros 
geofísicos con datos sísmicos y datos geológicos) 
 
Se realizó un análisis de los registros geofísicos utilizando los softwares antes 
mencionados, además de realizar una calibración de estos datos con los datos 
sísmicos para encontrar las profundidades donde se hallan los horizontes de 
interés y poder darles seguimiento. 
 
Se han localizado también fallas con ayuda de las ventanas 2D, realizando 
después un mallado de fallas para poder analizarlas en el cubo sísmico, 
aplicando algunos atributos sísmicos con la finalidad de visualizar más fácilmente 
las fallas. 
 
Utilizando ventanas 2D y 3D se da un seguimiento de los horizontes a través de 
líneas inline y crossline. 
 
Una vez evaluadas las propiedades petrofísicas utilizando los registros geofísicos 
tomados y auxiliándose con los softwares se hizo una interpretación de datos 
para determinar las estructuras que hay en el campo estudiado, sus 
características geológicas para tratar de conocer el comportamiento que tienen, 
además de conocer la relación de las propiedades que nos interesan como son la 
porosidad, la permeabilidad y la cantidad y tipo de fluido que contienen estos 
yacimientos. 
 
A continuación se han hecho secciones de pozo y una descripción de las zonas 
halladas en cada pozo. 
Después se realizó una interpretación sísmico estructural que dio un marco 
geométrico de las unidades encontradas, dando un modelo confiable de cómo se 
encuentra el subsuelo. 
 
El análisis de las secciones se hizo en tiempo. 
 
Finalmente se obtienen las conclusiones acerca de las formaciones que 
funcionan como rocas generadoras, almacenadoras y sello. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
4 
 
ABSTRACT 
 
This Project is the final result from studying and working with the Petrel®, 
Interpetrophysics®, Mesa®, and Interpetrophysics softwares in order to make an 
interpretation and integration of the obtained well logging, seismic and geological 
data. 
 
An analysis from the well logging data has been made, using the previous 
mentioned softwares, and this data has been calibrated with the seismic data so it 
is possible to find the depths of the interesting horizons for us, and then continue 
with their study. 
 
Different fault systems have been located, thanks to 2D windows, and then a grid 
of the faults has been made, for making possible analyze them in the seismic 
cube, not without applying some seismic attributes to visualize them in an easier 
way. 
 
Using 2D and 3D windows it is possible to continue picking up the horizons trough 
inlines and crosslines. 
 
Once the petrophysical properties have been evaluated using the well logging 
data and helping us with the other softwares, it has been made an interpretation in 
order to get an image of the structures of the studied field, their geological 
characteristics to try to predict the layers behavior and to know the relation 
between the propierties that we already know ant the kind and quantity of the 
fluids that we are interested to, and that can be possible hydrocarbon indicators. 
 
 
Then well sections have been made and a description of the different zones found 
in each well. After this an interpretation seismic-structural give us a geometric idea 
of the defined structures, giving a very reliable model of the real shape of the soil. 
The analysis has been made in time. 
Finally the conclusions are made establishing which of all those layers are acting 
like generating, keeping and sealing rocks. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
5 
CAPITULO I INTRODUCCIÓN 
 
Este trabajo muestra la utilidad de la integración de datos sísmicos y registros 
geofísicos en determinada zona estudiada. El proceso de interpretar datos 
consiste en transformar o traducir mediciones que se realizan en la superficie de 
la Tierra a modelos o imágenes en el subsuelo que representen las propiedades 
físicas de las rocas. 
 
La interpretación de los registros geofísicos consiste en que a partir de las curvas 
contenidas en los registros se calcula: la porosidad efectiva, la saturación de 
agua, la mineralogía y la permeabilidad. 
 
Los resultados de dicha interpretación son un ejemplo práctico de la aplicación de 
diversas técnicas interpretativas para lograr la integración de datos sísmicos y 
registros geofísicos. 
 
A partir de los datos obtenidos del levantamiento sísmico y los registros, se 
presenta una interpretación cualitativa de carácter regional de la Zona Estudiada, 
teniendo como objetivo delimitar los horizontes, así como los planos de falla, 
estableciendo para esto una correlación entre los datos sísmicos y de pozos. 
 
En el análisis realizado por medio de la correlación, el resultado es poder 
determinar la respuesta sísmica en términos de conceptos geológicos, 
observando en su mayoría estructuras con rumbo y al mismo tiempo zonas de 
fallamiento. La interpretación realizada a lo largo de este trabajo abre un 
panorama más amplio en relación a los métodos geofísicos y la geología. 
La información sísmica y de registros geofísicos existentes provienen de 
principios de los años 80s, fecha en la cual se empezó a desarrollar el campo y 
los modelos existentes que se encuentran en 2 dimensiones. 
 
Con elavance de la tecnología, hoy en día es posible desarrollar modelos 
tridimensionales a partir de estos datos, siendo posible visualizar de una mejor 
manera, las estructuras geológicas y propiedades físicas de las rocas. 
 
Y a través de actividades que permitan por medio de software, desarrollar 
habilidades en estas áreas de disciplina en el conocimiento de la geofísica y su 
aplicación, ya que la prospección de yacimientos de hidrocarburos requiere de 
tecnologías de nuevo desarrollo debido a la complejidad de las estructuras en el 
subsuelo y a la variación en la distribución de los yacimientos. 
 
La importancia del proyecto desde el punto de vista geofísico, radica en obtener 
datos a través de la sísmica y de los registros geofísicos de pozo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
6 
1.1 OBJETIVO. 
 
 La interpretación de datos sísmicos 3D y petrofísica utilizando un cubo 
sísmico y el análisis digital de registros de pozos. 
 
 Definir el marco estructural existente en la Zona Estudiada, por medio de la 
interpretación de datos sísmicos tridimensionales. 
 
 Obtener mapas de la distribución de las estructuras geológicas 
previamente estudiadas y explotadas. 
 
 
1.2 METODOLOGÍA DE TRABAJO. 
 
Para realizar este trabajo, fue necesario conocer las diferentes funciones y 
aplicaciones del software, como son la importación o exportación de datos y 
formatos, implementación de rutinas básicas o flujos de trabajo para la fase de 
interpretación de datos sísmicos y el análisis de registros, creación de gráficos, 
etc., para saber con cuales herramientas se contaba y cómo se va a utilizar en 
cada etapa del presente trabajo. La forma más sencilla de entender y aprender 
una secuencia de trabajo de cualquier aplicación es de manera gráfica. 
 
Petrel® es un software que trabaja por medio de ventanas, lo que le permite ser 
un programa fácil de manipular. Dichas ventanas incluyen barras que contienen 
menús, status, herramientas, funciones por medio de iconos e información de los 
objetos desplegados. Está diseñado para trabajar por medio de carpetas, donde 
se organiza toda la información, de tal forma que se genera un proyecto por 
medio de una carpeta y en ella se importan los datos sísmicos en formato SEG Y, 
además posteriormente puede ser consultado o bien, corregido. 
 
Petrel® e Interpetrophysics® son marcas registradas de la compañía 
Schlumberger mientras que Mesa® es una marca registrada de la compañía 
GMG. 
 
 
 
 
 
 
 
7 
 
METODOLOGÍA DE TRABAJO 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Figura 1. Esquema de Metodología. 
 
 
Evaluar e intepretar las 
propiedades geofísicas 
Proyecto 
Final 
Aplicar atributos 
sísmicos 
Realizar un 
mallado de la falla 
Hacer el picado 
y el seguimiento 
del horizonte 
 
Analizar los datos de 
registros geofísicos con 
ayuda de los softwares 
mencionados 
Analizar datos 
sísimicos 
Cargar registros 
geofísicos en Regisgraph 
e Interpetrophysics® 
Cargar los datos 
del cubo sísmico 
en Petrel® 
Recopilar y 
analizar la 
información 
Elegir 
área de 
trabajo 
Integración de 
datos 
 
 
 
 
8 
 
CAPÍTULO II MARCO GEOLÓGICO 
 
 
MARCO GEOLÓGICO REGIONAL 
 
El área de Chiapas-Tabasco forma parte de un cinturón plegado alojado dentro 
de las cuencas terciarias del Sureste, cuya sedimentación y deformación están 
controladas por elementos tectónicos de la Plataforma de Yucatán al norte y el 
Macizo Granítico de Chiapas y la Plataforma Chiapaneca al sur. Se considera que 
el depósito de las primeras rocas marinas ocurrió durante el Paleozoico sobre un 
basamento de naturaleza ígnea y metamórfica. 
 
Las interrupciones y variaciones en el tipo de facies y deformaciones que las 
afectan se atribuyen a los eventos diastróficos de la Revolución Laramídica en el 
cierre del Cretácico, a la perturbación Cascadiana de fines del Mioceno y al 
evento Chiapaneco del Plioceno, a éstos dos últimos se les atribuye la tectónica 
compleja de los plegamientos y sistemas de fallas normales e inversas (Santiago 
et al., 1984). 
 
Tectónicamente el área de Chiapas-Tabasco también es conocida como “Alto de 
Akal-Reforma”, el cual presenta una compleja evolución sedimentológica y 
tectónica pasando de fases carbonatadas jurásico-cretácicas con horizontes 
generadores de hidrocarburos, a secuencias siliciclásticas terciarias con 
abundantes cambios de facies (González, 2003). A continuación se presentan las 
principales estructuras regionales que fueron desarrolladas en la evolución del 
Sureste de México. (Figura 2) 
 
 
Figura 2. Fallas regionales del área de Chiapas-Tabasco. (PEMEX Exploración y Producción. 
Reservas de Hidrocarburos en México 2004) 
 
 
 
 
9 
En el área de Chiapas-Tabasco la secuencia estratigráfica cortada en pozos 
petroleros, comprende rocas que varían de edad desde el Calloviano hasta el 
Reciente. 
 
La siguiente es una columna estratigráfica generalizada para la región de 
Chiapas-Tabasco (Figura 3) 
 
 
Figura 3. Columna estratigráfica del área Chiapas-Tabasco.(Varios autores, Integración de datos 
sísmicos 3D y registros geofísicos de pozo 2008) 
 
Los estudios geoquímicos realizados por Gonzáles y Olguín (1991), indican que 
el petróleo que se produce en México ha sido generado principalmente por lutitas 
calcáreas y calizas arcillosas del Jurásico Superior y en menor proporción por las 
 
 
 
 
10 
rocas generadoras del Terciario y Cretácico. En las cuencas del sureste, el 
petróleo generado proviene en su mayoría de calizas arcillosas del Tithoniano. 
(Figura 4) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 4. Principales Campos Productores del Sureste de México.(Chávez et al 2004) 
 
 
MARCO GEOLÓGICO LOCAL 
 
 
2.1 LOCALIZACIÓN 
 
El Campo A se localiza en el activo Bellota-Chinchorro de la Región Sur. Se ubica 
a 50 kilómetros al noroeste de la ciudad de Villahermosa, Tabasco, muy cerca de 
la localidad de Heroica Cárdenas o Cárdenas (12 kms. NNW). La carta 
topográfica escala 1:50,000 de INEGI para la localización del campo es la 
E15A88 “Libertad”. (Figura 5) 
 
 
 
 
11 
 
Figura 5. Localización del campo A. INEGI 
 
2.1.1 Descripción del campo 
 
Geológicamente, el campo se encuentra en la parte central del área de Chiapas-
Tabasco, dentro de la Cuencas Terciarias del Sureste. Se compone de dos 
yacimientos con edad Jurásico Superior Kimmeridgiano y Cretácico Inferior. Los 
yacimientos son de aceite volátil con densidad de 38 grados API. 
 
 
2.2 GEOLOGÍA ESTRUCTURAL 
 
Se sitúa en un anticlinal alargado, con una orientación preferencial de noroeste a 
sureste, y sus flancos están limitados por fallas inversas. Una falla normal 
atraviesa al campo con dirección este oeste, y muestra una caída hacia el norte. 
(Figura 6 y 7). 
 
 
 
 
12 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 6. Configuración estructural del campo A (PEMEX Exploración y Producción. 
Reservas de Hidrocarburos en México 2004) 
 
 
 
 
Figura 7. Sección estratigráfica entre los pozos F-C-I-M-P, donde se aprecian los espesores 
de los estratos y estructuras. 
 
 
 
 
13 
 
2.3 ESTRATIGRAFÍA. 
 
En el Campo A se ha identificado una columna estratigráfica que abarca rocas 
del Jurásico Kimmeridgiano hasta el Plioceno. A continuación se desarrollará la 
secuencia mesozoica por tener más información, además de ser la información 
más importante para los fines perseguidos en este trabajo, además se presentan 
otros datos de interés como son los eventos tectònicos, ambientes sedimentarios 
y las características del sistema petrolero. (Figura 7). 
 
 
2.3.1. Jurásico Superior Kimmeridgiano. 
 
Está constituido por dolomías calcáreas con pequeñas intercalaciones de calizas 
dolomitizadas, y dolomías de color gris a gris claro, con fracturas y cavidades de 
disolución. 
 
 
2.3.2 Jurásico Superior Tithoniano. 
 
Se conforma de calizas arcillosas, dolomías calcáreasde color café a café claro, y 
muestra algunos horizontes de lutita. 
 
 
2.3.3 Cretácico Inferior. 
 
Se tienen calizas, calizas arcillosas, calizas dolomitizadas y dolomías calcáreas 
de color café a café oscuro, se encuentran fracturadas y muestran 
microcavidades de disolución, el contenido de carbonato de calcio es mayor que 
en el Jurásico, ya que la subsidencia favoreció la formación de nuevas 
plataformas calcáreas. 
 
 
2.3.4 Cretácico Superior 
 
Se caracteriza por calizas arcillosas (mudstone a wackestone), calizas crema de 
color gris claro. 
 
En el Cretácico superior se encuentran tres formaciones ampliamente distribuidas 
en el país, las cuales son Agua Nueva, San Felipe y Méndez. 
 
El depósito de la Formación agua Nueva se encuentra en un proceso de 
retroceso de las aguas marinas hacia el oriente, permitiendo el depósito de 
sedimentos arcillo-carbonosos. Con alto contenido de materia orgánica, e 
intercalaciones calcáreo-arcillosas con espesores delgados. 
 
 
 
 
 
 
14 
 
 
Figura 8. Columna Estratigráfica local. Eventos Tectónicos y Rasgos del Sistema Petrolero 
del Campo A. 
 
 
El depósito de la formación San Felipe se caracteriza por un periodo de regresión 
moderada, permitiendo así los depósitos de secuencias calcáreo-arcillosas, los 
estratos son de delgados a medios, y se encuentran intercalados con bentonita 
de color verde claro. 
 
La formación Méndez de deposita en un marco de mar abierto, permitiendo el 
depósito de una potente secuencia arcillo-calcárea, de tipo de las margas, la 
formación también se distingue por el aspecto nodular de las arcillas. 
 
A continuación se muestran una serie de secciones estratigráficas y figuras 
realizadas con los datos disponibles para los pozos perforados en el campo A, 
para observar el comportamiento litológico entre los pozos (Figura 9-15) 
 
 
 
 
 
15 
Cabe destacar que la columna geológica atravesada por los pozos va desde el 
Plioceno hasta el Jurásico Superior Kimmeridgiano, aunque algunos pozos no 
tienen la información geológica completa. 
 
Para la realización de estas figuras se tomaron en cuenta datos de elevación del 
terreno disponible, así como elevaciones de las mesas rotarias. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 9. Mapa general para las dos secciones. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 10. Sección estratigráfica que comprende a los pozos K-H-G-I-J-L (Arteaga Chávez et 
Al, Proyecto Final, 2008) 
 
 
 
 
 
 
16 
 
Figura 11. Sección estratigráfica que comprende a los pozos F-C-121-I-M-P (Arteaga Chávez 
et Al, Proyecto Final, 2008) 
 
 
Figura 12. Corte visto de Norte a Sur, se observa como las capas del Js Tithoniano al Ks 
Méndez tienen una inclinación hacia el oeste. (Arteaga Chávez et Al, Proyecto Final, 2008) 
 
 
 
 
 
17 
 
 
Figura 13. Corte Visto Oeste a Este, se observa al Js y Ki formando un par de estructuras, 
las cuales convergen hacia la zona central de pozos. (Arteaga Chávez et Al, Proyecto Final, 
2008) 
 
 
 
Figura 14. Corte visto de Este a Oeste, las capas del Js al Ki muestran una inclinación ligera 
hacia el sur. (Arteaga Chávez et Al, Proyecto Final, 2008) 
 
 
 
 
18 
 
 
 
Figura 15. Corte visto de sur a Norte, como en la Figura 12 se vuelve a observar la 
estructura. (Arteaga Chávez et Al, Proyecto Final, 2008) 
 
 
 
Figura 16. Intersección N-S y E-W en dirección del campo. (Arteaga Chávez et Al, Proyecto 
Final, 2008) 
 
 
 
 
 
19 
 
2.4 EVOLUCIÓN GEOLÓGICA DE LAS CUENCAS DEL SURESTE. 
 
A continuación se presenta brevemente un condensado evolutivo del Sureste de 
México. 
 
2.4.1. Jurásico Superior Kimmeridgiano. 
 
El proceso tectónico de separación de la Pangea prevaleció hasta el final del 
Jurásico Medio pero quizá alcanzó el inicio del Jurásico Superior (Oxfordiano 
Inferior), época en la cual la sedimentación continental estuvo totalmente 
controlada por procesos tectónicos distensivos. 
 
El avance transgresivo de las aguas del Pacífico hacia el oriente fue invadiendo el 
área del actual Golfo de México para formar extensos cuerpos de agua 
hipersalinas, con una circulación sumamente restringida y, quizá también un clima 
de tipo desértico, lo que favoreció el depósito de grandes volúmenes de 
evaporitas en la parte central del Golfo de México. 
 
Es muy probable que durante la etapa temprana del proceso de rompimiento 
rifting, la corteza continental sólo haya estado sujeta a hundimientos lentos y a 
ensanchamiento de los sistemas de fosas que poco a poco fueron inundados por 
las aguas del Pacífico. La evidencia con que se cuenta en la actualidad indica que 
toda la sal del Golfo de México se deposito durante el calloviano (164-159Ma), en 
una gran cuenca de miles de kilómetros cuadrados, que hoy se encuentra dividida 
en dos partes, una al norte y otra al sur, por una franja en donde no hay sal, de 
orientación aproximada este-oeste en la porción central del Golfo. 
 
El período Jurásico Tardío se caracterizó por una etapa de estabilidad tectónica 
en la que una subsidencia lenta, asociada al desplazamiento divergente de las 
placas de Norteamérica de las Laurasia y Gondwana, propició las condiciones 
necesarias para el depósito de carbonatos y mudstone (lodos calcáreos) 
intercalados. 
 
Este proceso tectónico de rompimiento que dio paso a la apertura del Golfo de 
México terminó al fin del Calloviano, después de lo cual, durante el Oxfordiano, se 
desarrollaron amplias plataformas de aguas someras a todo lo largo de los bordes 
del protogolfo de México, en las que se depositaron grandes volúmenes de 
carbonatos, con extensas barras oolíticas en los bordes de la plataforma. Este 
período se caracteriza por el depósito de clásticos en las zonas litorales, por la 
abundancia de carbonatos en las plataformas y por el depósito de menores 
espesores de lutitas y carbonatos con intercalaciones delgadas de caliza 
argiláceas en las zonas de cuenca. Estas condiciones de subsidencia lenta y 
continua prevalecieron durante todo el Kimmeridgiano. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
20 
2.4.2 Jurásico Superior Tithoniano. 
 
Para el Tithoniano, la velocidad de subsidencia se hizo más lenta y predominó la 
sedimentación de secuencias de estratificación delgada de lutitas y carbonatos, 
en las cuales aumentó considerablemente la presencia de organismos, 
probablemente favorecido por un clima templado. Los pilares formados en el 
basamento premesozoico bordeando la parte occidental del Golfo de México 
permanecieron emergidos y aportando sedimentos clásticos cada vez en menores 
cantidades a medida que el relieve topográfico disminuía. La estabilidad tectónica 
fue tan grande que las rocas depositadas conservaron características litológicas 
muy similares en toda la cuenca del Golfo de México. 
 
El espesor de las rocas del Tithoniano varía en el sur (Tabasco) y el occidente del 
Golfo de México (Veracruz y Tamaulipas) de 400 a 500 m y disminuye a 
aproximadamente 100 m en el área de Saltillo; en el noroeste de México y el 
subsuelo del sur de Texas, tiene entre 500 y 700 m, pero en el norte de Louisiana 
el espesor se incrementa considerablemente hasta alcanzar cerca de 1200 m, en 
donde además contiene una proporción mayor de arenas. 
 
2.4.3 Cretácico Inferior. 
 
Para el Neoconiano Superior (Hauteriviano-Barremiano), 132,121 Ma, aumentó la 
velocidad de subsidencia de las plataformas que bordeaban el Golfo de México, 
favoreciendo así el depósito de gruesos paquetes de carbonatos con menores 
cantidades de lutitas intercaladas y con espesores superiores a los 1500 m en 
promedio. Secuencias menos gruesas se depositaron en las zonas más 
profundas de la cuenca mientras que en los bordes de las plataformas se 
formaban largas franjas de arrecifes de rudistas alrededor de las áreas 
anteriormente emergidas así como alrededor de toda la cuenca del Golfo de 
México. 
 
Durante el Aptiano ocurrió un cambio en la velocidad de subsidencia que 
favoreció el depósito de una mayor cantidad de lutitas intercaladas con capas 
delgadasde carbonatos en una sección condensada. Después de un período de 
21 millones de años, de subsidencia continua y progresiva en el que se 
depositaron más de 2000 m de carbonatos casi puros, correspondientes a las 
formaciones Cupido y Tamaulipas Inferior. 
 
Después del Aptiano, durante el Albiano y el Cenomaniano, continuó la 
subsidencia general del Golfo de México, a una velocidad aproximadamente 
constante en toda la cuenca, lo que permitió que se desarrollaran otra vez largas 
cadenas de arrecifes de barrera ubicados aproximadamente arriba de las franjas 
arrecífales neocomianas. 
 
 
2.4.4 Cretácico Superior. 
 
El Turoniano marca otro cambio importante en los patrones de sedimentación del 
Golfo de México, por que termina el predominio del depósito de carbonatos. Este 
 
 
 
 
21 
cambio fue más evidente en las porciones occidental y noroccidental de la 
cuenca, pero no lo fue tanto en la parte meridional de la misma, en donde la 
sedimentación de carbonatos continuó prácticamente invariable hasta el término 
del Cretácico. Durante esta época, en las plataformas se depositaron capas 
delgadas de calizas y lutitas (Formaciones Indidura y Guzmantla), mientras que 
en la cuenca se depositaron calizas con abundantes nódulos y capas de pedernal 
(Formaciones Agua Nueva y Maltrata). Tales patrones de depósito sugieren que 
la subsidencia en el Golfo de México fue mayor en su borde occidental-
noroccidental que en la meridional. 
 
Para el fin del periodo Cretácico, durante el Campaniano y el Maestritchiano, 
aumentó el aporte de sedimentos clásticos provenientes del oeste de México, 
mientras que en el occidente del Golfo de México la subsidencia aumentó y se 
depositaron gruesos espesores de margas y lutitas de la Formación Méndez. 
 
 
2.4.5 Terciario 
 
Otro cambio importante en la evolución tectónica del Golfo de México ocurre en el 
límite entre el Período Cretácico y el Período Paleógeno, cuando se ha postulado 
que en el área de Chicxulub, en la costa norte de Yucatán ocurrió el impacto de 
un metiorito al que se considera responsable de la extinción de numerosas 
especies animales y vegetales, entre las que destacan los dinosaurios y las 
amonitas. Coincidiendo con esta edad, existe una brecha en carbonatos que tiene 
una gran extensión en el sur del Golfo de México y tiene también una gran 
importancia económica para el país, por ser la roca almacén de los grandes 
campos petroleros del área marina del sureste de México. Esta brecha 
denominada como “Brecha K-T” es inusual por que tiene una extensión de miles 
de kilómetros cuadrados y gruesos espesores que alcanzan hasta los 700 m en 
algunas localidades (Akal). Además, en gran parte de su espesor carece de 
matriz, por lo que su permeabilidad es asombrosamente alta. 
 
A fines del Cretácico el aporte de sedimentos clásticos del noreste y del occidente 
del Golfo de México se incrementó notablemente durante las primeras 
pulsaciones de la orogenia Laramide. La era Cenozoica se inicia prácticamente 
con el evento tectónico que dio origen a las cadenas plegadas y cabalgadas del 
occidente del Golfo de México, específicamente las Sierras y Cuencas de 
Coahuila, la Sierra Madre Oriental y la Sierra de Zongolica, desde el Paleoceno 
tardío hasta el Eoceno temprano. La orogenia fue el resultado de la convergencia 
de la Placa del Farallón por debajo de la Placa de Norteamericana, en la que el 
fragmento de corteza oceánica que estaba en subducción tuvo un ángulo muy 
bajo, causando así una deformación a mayor distancia de la zona de la trinchera 
y elevando una porción considerable de la parte meridional de la Placa de Norte 
América. 
 
Así como durante el Cretácico la forma y el tamaño de la cuenca del Golfo de 
México estuvieron determinados por las plataformas carbonatadas, a partir del 
Eoceno tardío la nueva forma de la cuenca dependió totalmente del gran flujo de 
la sedimentación clástica. Se empezaron a desarrollar grandes fallas lístricas 
 
 
 
 
22 
normales asociadas a depocentros en las cuencas de antepais. Durante este 
tiempo se depositaron gruesos espesores de arenas finas en los taludes del 
occidente del Golfo de México, Planicie Costera del Golfo, al tiempo que los 
sedimentos más finos iban rellenando las partes más profundas. 
 
Para el Eoceno tardío se formaron los depocentros de la cuenca de Veracruz y se 
inició su relleno con sedimentos clásticos derivados del oeste. 
 
El origen de las Cuencas del Sureste está íntimamente ligado con la Sierra de 
Chiapas y con la Cadena Plegada de Reforma-Akal. A principios del Paleógeno, 
el Macizo de Chiapas continuaba emergiendo en su parte sur, mientras que sobre 
las rocas carbonatadas marinas (de plataforma en Chiapas y de Cuenca en 
Campeche) de su parte norte, se depositaban gruesas secuencias de clásticos 
con espesores que varían de 2500 m en la zona de Campeche (Pozo Tepontla 1), 
hasta cerca de 3000 m en Chiapas (Pozo Triunfo101). 
 
Durante el Oligoceno continuó el depósito de clásticos en todo el sureste 
mexicano, aunque en el área de Macuspana se empezó a desarrollar un 
depocentro en donde se depositaron gruesas secuencias de arcillas. Al mismo 
tiempo, sobre la Cadena Chiapas-Reforma-Akal se depositaron espesores 
menores de arenas y arcillas, mientras que en el área de Comalcalco-Salina del 
Istmo comenzó la movilización hacia el norte, de grandes volúmenes de sal en 
forma de intrusiones dómicas, diapiros y canopies. 
 
Los mismos patrones sedimentarios continuaron hasta el Mioceno medio ocurrió 
la máxima etapa de deformación que plegó y cabalgó las rocas de la cadena de 
Chiapas-Reforma-Akal, con un nivel de décollement en la cima de las sal 
calloviana y una vergencia hacia el norte. Sánchez Montes de Oca (1980) 
denominó a esta orogenia como evento Chiapaneco. 
 
Hacia fines del Mioceno e inicios del Plioceno, después de la deformación 
compresiva del Evento Chiapaneco, se inicio el basculamiento hacia el norte de la 
Cadena de Chiapas-Reforma-Akal, como una respuesta al desalojo de la sal 
calloviana en la misma dirección. El gran aporte de clásticos provenientes del 
Macizo de Chiapas durante el Plioceno y el Pleistoceno, causó el depósito de 
varios kilómetros de espesor de sedimentos, cuya sobrecarga empezó a generar 
grandes fallas de crecimiento orientadas NE-SW, con sus bloques caídos hacia el 
norte. 
 
Las mayores fallas lístricas normales del Plioceno-Pleistoceno se formaron en las 
cuencas de Macuspana y de comalcalco-Salina del Istmo, mientras que 
espesores menores de sedimentos clásticos eran depositados también sobre la 
Cadena Chiapas-Reforma-Akal. Como una respuesta al desalojo de la sal 
calloviana en la misma dirección. El gran aporte de clásticos provenientes del 
Macizo de Chiapas durante el Plioceno y el Pleistoceno, causó el depósito de 
varios kilómetros de espesor de sedimentos, cuya sobrecarga empezó a generar 
grandes fallas de crecimiento y lístricas orientadas NE-SW con sus bloques 
caídos hacia el norte. 
 
 
 
 
 
23 
 Las secuencias depositadas en la cuenca de Macuspana estuvieron bajo un 
régimen de extensión desde el Mioceno tardío hasta el Pleistoceno, tiempo en el 
que sufrieron una inversión tectónica, que formó los pliegues anticlinales que hoy 
constituyen las trampas de los yacimientos de esta zona. 
 
Finalmente la deformación del sureste mexicano ocurrió en el Neógeno en el 
orden siguiente: 
1. Plegamiento y fallamiento de la Cadena Plegada y Cabalgada de Chiapas-
Reforma-Akal durante el Mioceno medio, con un despegue al nivel de la sal 
del Calloviano y otro dentro del basamento del Macizo de Chiapas. 
2. Basculamiento, hacia el noreste de la cadena plegada durante el Mioceno 
tardío. 
3. Depósito de gruesos espesores de arcillas durante el Mioceno tardío. 
4. Deslizamiento gravitacional de la columna Oligocénica sobre las arcillas 
Miocenicas 
5. Formación de la cuenca de Comalcalco durante el Plioceno 
6. Formación de la cuenca de Macuspana en dos etapas: las fallas que 
limitan alsureste y al noroeste se formaron durante el Plioceno y las fallas 
listricas escalonadas este-oeste se formaron durante el Pleistoceno y hasta 
el reciente. En ambos casos las arcillas del Mioceno favorecieron el 
décollement de la secuencia sedimentaria. 
 
 
2.5. GEOLOGÍA DE YACIMIENTOS 
 
La acumulación de los hidrocarburos se ha localizado en la zona del sureste de 
México, siendo ésta nuestra área de estudio. 
Las estructuras que conforman esta área de estudio son sedimentos del Terciario, 
Cretácico y Jurásico. Esta acumulación de sedimentos o estructuras fue 
ocasionada debido a los movimientos Tectónicos los cuales han sido la causa 
para formar, a las rocas generadoras de hidrocarburos, rocas almacenadoras y 
rocas sello. 
 
Los sistemas de fallas fueron producidos por los movimientos tectónicos, los 
cuales dieron como resultado un sistema tanto de migración como de 
acumulación del hidrocarburo. 
 
 
2.5.1. Rocas generadoras. 
 
Las rocas generadoras son de composición arcillo-calcáreas del Tithoniano la 
cual está dentro de la unidad del Jurásico. Estas rocas contienen un alto 
contenido de Materia Orgánica amorfa, la cual da como resultado el Keroseno de 
tipo II, este tipo de Keroseno lo constituyen hidrocarburos de tipo liquido. Las 
áreas de interés en este estudio fue el Kimmeridgiano, cretácico y el Terciario. 
 
En la Fig. 17 Se muestra el área de estudio y las principales rocas generadoras 
del área. Con una ubicación al Sureste de México, está conformada por Lutitas 
Bituminosas, así como Calizas arcillosas y abundante materia orgánica. 
 
 
 
 
24 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 17. Principales rocas generadoras del área. 
 
Al observar detenidamente la figura se puede notar que el Tithoniano 
representado de color azul es la roca generadora, ésta se encuentra en el lecho 
marino carbonatado. 
 
Mientras que en color verde encontramos la roca generadora del Cretácico, 
localizada en el Hipersalino. 
 
En color naranja es la roca generadora del Mioceno Inferior, formada en el lecho 
Marino del Taico. 
La de color violeta es la mezcla de Aceites del Tithoniano-mioceno. 
 
 
2.5.2. Rocas almacenadoras. 
 
Las rocas almacenadoras más importantes en nuestra área de estudio son del 
Jurasico Superior Kimmeridgiano, conformado por rocas de composición 
dolomítica. En la cuenca del Cretácico inferior y lo constituyen por Mudstone 
Dolomitizado. 
 
2.5.3. Roca sello. 
 
En nuestra área de estudio tenemos dos áreas importantes generadoras de 
hidrocarburo. La cuales son Jurasico Superior Kimmeridgiano y el Cretácico 
Inferior. 
 
La roca sello en el Jurásico Superior Kimmeridgiano lo conforma la caliza 
arcillosa y se encuentra en el Jurasico Superior Tithoniano. 
Para el yacimiento del Cretácico Inferior la roca sello es la Caliza arcillosa del 
Cretácico Superior. 
 
 
 
 
 
25 
2.5.4. Trampas asociadas al potencial de Hc´s. 
 
Las trampas están constituidas en los yacimientos del Jurasico superior y el 
Cretácico Inferior y son de tipo estructural. 
 
Los pliegues que atraviesan las estructuras son de una propagación de falla con 
un cierre por falla. Esta estructura esta constituida por dolomías. 
 
Se tiene una falla inversa la cual se observa en la siguiente figura. Esta 
constituida por inclinaciones opuestas. 
 
Esta área es conocida como explotación de geometría triangular. Hablando 
estructuralmente tenemos una falla con un cierre ascendente. Da una 
acumulación de hidrocarburos en nuestra área de estudio. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 18. Estas trampas se encuentran en el KI y Js. 
 
 
2.5.5. Productividad de los yacimientos. 
 
Los principales campos productores fueron el Jurasico Superior Kimmeridgiano 
con una presión inicial de 608 kg/cm2 con una temperatura de 139 grados 
centígrados, y una densidad del aceite de 38 grados API. Este campo se asocia 
a un acuífero activo. 
 
Los principales campos productores están en el Cretácico Inferior, con Dolomías, 
y una alta porosidad y permeabilidad. Esta área fracturada ha sido afectada por 
los procesos diagenèticos y contiene un espesor de 58 metros, con una presión 
inicial de 544 kg /cm2. Estos atributos se asocian a una formación de casquete de 
gas. 
 
 
 
 
 
 
26 
CAPITULO III MARCO GEOFÍSICO. 
 
 
El Campo A se encuentra ubicado en el activo de Bellota-Chinchorro de la región 
Sur y está localizado a 50 km al noroeste de Villahermosa, Tabasco. 
 
Descubierto en el año de 1981, consta de dos yacimientos de aceite volátil de 38 
grados API. Cubre un área de 45 km2 con 18 pozos perforados de los cuales 9 
se encuentran produciendo. 
 
A partir de los descubrimientos hechos en el año de 1972, se crearon mayores 
expectativas para seguir la exploración en el área de Chiapas - Tabasco. 
Consecutivamente se perforaron pozos exploratorios, definiendo esta zona como 
una de las de mayor potencial de hidrocarburos ligeros. 
 
Se reinterpretaron algunas secciones sísmicas y apoyándose en la geología del 
subsuelo se determinaron posibilidades en un alto al que se llamó Mora. En 1982 
se comenzó a explotar el campo. 
 
 
3.1. PROSPECCIÓN SISMOLÓGICA 
 
Todos los métodos geofísicos de prospección, están encaminados a localizar 
estructuras geológicas favorables para depósitos de valor comercial; sin embargo 
los métodos no son capaces de encontrar directamente los depósitos, no 
obstante y al menos para ciertos tipos especiales de acumulaciones, la 
prospección sismológica es el método más resolutivo y más utilizado para la 
localización y delimitación de yacimientos productores de hidrocarburos. 
 
La prospección sismológica abarca los siguientes procesos: 
 Adquisición de datos. Comienza con la topografía, la generación de 
energía, la transmisión de ésta por el subsuelo y la grabación cuando es 
recibida en superficie, dando como resultado los sismogramas. 
 Procesado Sismológico. En esta fase se realiza el acondicionamiento, los 
filtrados, las correcciones estáticas y dinámicas, el apilamiento y la 
migración, obteniendo las secciones sísmicas 
 Interpretación Sísmica. Es en este último paso donde se manejan las 
secciones y se hace la correlación con los registros de pozo, para 
finalmente obtener mapas estructurales y estratigráficos. 
 
 
3.1.1 Adquisición Sísmica 3-D 
 
Cuando se inicia una prospección, sea cual sea la índole de ésta, hay un 
escalonamiento de los métodos, ya que no se emplea un solo método, sino dos o 
más que se complementen y hagan la investigación eficiente. Inicialmente el 
planteamiento de una prospección es geológico, para conocer las posibilidades 
petrolíferas de la cuenca, espesores de las formaciones, condiciones 
estructurales, etc. 
 
 
 
 
27 
Realizado este primer trabajo geológico, se pasa al estudio de la zona por una 
método geofísico de reconocimiento general (magnético, gravimétrico o ambos) y 
una vez terminado éste, se delimitan las zonas más interesantes deducidas de los 
estudios anteriores y en ellas se utilizará un método de detalle que en el caso de 
la exploración petrolífera será el método sísmico de reflexión. 
 
Estos datos de campo pueden obtenerse en condiciones terrestres o marinas y 
en dos o tres dimensiones. 
 
La sísmica 2-D, consiste en observar secciones en el plano x-y es decir los 
tendidos fuente - receptor se encuentran en la misma línea en el terreno. 
 
La sísmica 3-D observa un volumen de datos, lo que significa que las tendidas 
fuente-receptores se encuentran en un área en el terreno. 
 
Para la adquisición se tiene: una señal de entrada que estará dada por alguna de 
las diversas fuentes de energía que creará una onda elástica(a través de fuente 
de impacto, pistola o explosiva), una función de transferencia dada por el medio 
transmisor y reflector, compuesto por los diferentes estratos de la tierra y 
finalmente una señal de salida que es registrada por el instrumental comenzando 
por el transductor que transmite la señal en forma de impulso eléctrico para que 
puedaser grabado. 
 
Una prospección sísmica 3-D debe ser diseñada para la zona de interés principal, 
lo cual afectará las dimensiones del fold, el bin y el offset. La dirección de los 
rasgos geológicos mayores como canales o fallas, pueden influir la dirección de 
las líneas de fuentes y receptores.(fig.17) 
 
Las zonas u objetivos secundarios pueden tener también gran impacto en el 
diseño del modelo 3-D, por ejemplo, un objetivo más somero requeriría offsets 
más cortos y un bin más pequeño. 
 
Las líneas fuentes llamadas Crossline, están formadas por puntos fuente a 
distancias que varían dependiendo de los objetivos perseguidos, estas líneas 
fuentes son colocadas paralelamente y distanciadas entre 400 y 500 m. 
 
Las líneas receptoras o Inline utilizan la misma geometría y son colocadas en 
forma perpendicular a las crossline, formando de esta manera una malla. 
 
 
 
 
28 
 
 
 
Figura 19. Fuente explosiva Figura 20. Geófono 
 
 
 
Figura 21. Grabación de datos 
 
 
 
 
 
 
29 
 
 
 
Figura 22. Muestra gráficamente el apilamiento de trazas en 2-D. 
 
1 7 
Superficie 
cubierta en el 
disparo uno 
Superficie 
cubierta en el 
´último disparo 
4-Fold CMP Gather 
N = No. de canales receptores = 8 (en la imagen) 
 G = Espaciado entre los receptores 
 S = Receptores entre las fuentes 
 
S2
GN
FOLD





El Fold representa el número de muestras repetidas en la superficie 
Fuentes Receptores 
(8 por disparo) 
Common Mid-Point (CMP) 
 
 
 
 
30 
 
 
 
Figura 23. Arreglo 3D (Andrés Corsen, 2000) 
 
 
Los parámetros utilizados en el área de estudio (para el acomodo de fuentes y 
estaciones) fueron diseñados con el software MESA®. 
 
 
 
Figura 24. Guía de diseño 
BIN 
 
 
 
 
31 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 25. Estaciones 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 26. Fuentes 
 
 
 
 
 
32 
 
 
Figura 27. Parámetros totales del Diseño 
 
Ya con los parámetros determinados y realizados los disparos se obtienen las 
siguientes figuras: 
 
 
 
 
33 
 
 
Figura 28. Gráfica del bin 
 
 
 
Figura 29. Fold Total 
 
 
 
 
34 
 
 
Figura 30. Distribución de offsets 
 
 
3.1.2 Procesado de Datos Sísmicos 
 
Cuando se realizan las observaciones, la información puede ser contaminada con 
ruido, sin embargo como nosotros controlamos la fuente de energía podemos 
controlar cierto tipo de ruidos. Es para esto que se realiza el procesado de datos 
sísmicos, mejorando de esta manera la señal sísmica. 
 
El procesado de datos comprende varios pasos: 
 El primero es el demultiplexado que es donde se transponen los datos del 
campo para que las columnas sean leídas como trazas sísmicas. 
 A continuación se realiza el filtrado ya que debido a la aparición de ruido 
sísmico se puede distorsionar la calidad de las imágenes a interpretar, es 
en este proceso que es muy importante, en donde se eliminan o corrigen 
las trazas ruidosas además de que se puede aplicar la ganancia que es 
utilizada para observar algunas señales más profundas en los 
sismogramas. Aquí se utiliza una función exponencial para compensar las 
pérdidas. 
 
En el proceso de filtrado también se utiliza el filtro pasabanda (para eliminar el 
ruido incoherente) y el filtro F-K para eliminar el ruido coherente. 
 
 
 
 
 
35 
En seguida está la deconvolución, la cual tiene como base el modelo 
convolucional de la traza sísmica, el cual asume que la tierra se compone de un 
número finito de capas horizontales sobre las cuales la señal proveniente de la 
fuente incide normalmente, para después regresar a la superficie como una 
versión filtrada de este impulso transmitido. Así el problema sobre el que se 
basa la deconvolución es el de la estimación de la ondícula producida por la 
fuente sísmica. Los métodos en los que se basa la estimación de la ondícula son 
determinísticos y estadísticos (Tygel, 2000). Si la forma de onda de la fuente es 
conocida entonces la solución al problema de la deconvolución es determinística, 
si es desconocida entonces es estadística. Normalmente la deconvolución es 
aplicada antes de apilar. 
 
Después de esto se pasa a las correcciones estáticas, que son aquellas que se 
refieren a una corrección respecto a un plano de referencia, es decir a todas 
aquellas correcciones debidas a los cambios en la topografía de la superficie, o 
sea son aplicadas para colocar fuentes y detectores sobre un mismo plano 
horizontal, y a las correcciones dinámicas relacionadas con los efectos 
producidos por el offset (distancia desde la fuente a los receptores) que consiste 
en suponer que la fuente y el receptor se encuentran en la misma estación. 
 
Una vez hechas estas correcciones se realiza el apilamiento el cual suma 
algebraicamente las diferentes trazas individuales que conforman el mismo gather 
CDP. Dado que las diferentes trayectorias de las ondas se reflejan en incidencia 
normal, se realiza la migración que es un proceso que posiciona las reflexiones y 
difracciones en sus localidades verdaderas y se pueden agrupar en las siguientes 
categorías: por tipo de migración (tiempo o profundidad); por algoritmo de 
migración, por etapa de migración (antes o después de apilar y por los tipos de 
datos (2-D o 3-D). 
 
En conclusión el procesado sísmico cumple la función de adecuar los datos para 
su interpretación. 
 
 
3.1.3 Atributos Sísmicos 
 
Un atributo sísmico es una derivación de una medida sísmica básica, tal como la 
amplitud, la frecuencia, la fase, y la polaridad. Los atributos pueden ser medidos 
en un instante de tiempo o sobre una ventana de tiempo, y pueden ser calculados 
sobre una traza sísmica, sobre un conjunto de trazas o una superficie interpretada 
de los datos sísmicos. 
 
Se utilizan en la localización de anomalías principalmente de fase instantánea, 
amplitud envolvente, frecuencia instantánea, etcétera, en datos antes y después 
de apilar, aplicándose en la detección de hidrocarburos. 
 
Los principales ejemplos de atributos preapilados son amplitud contra distancia y 
AVO. 
 
 
 
 
 
36 
Los atributos sísmicos fundamentales son la amplitud y la fase, y son los más 
fáciles de obtener debido a que aparecen de manera implícita en la información. 
Se debe tener en cuenta que los datos obtenidos en campo constituyen una serie 
de valores muestreados en el tiempo, que representan una función real. Es a 
partir de esta función real que se obtiene la traza compleja, la cual se compone 
de: 
 Traza compleja = parte real + parte imaginaria 
 
Los atributos sísmicos derivados del tiempo suministran información estructural; 
los derivados de la amplitud, proporcionan información estratigráfica y de 
caracterización de yacimientos así también como los derivados de la frecuencia. 
 
Los Atributos se pueden clasificar por las características geológicas del 
yacimiento como se muestra en la siguiente tabla (Fig. 31): 
 
 
 
 
 
37 
 
Figura 31. Clasificación de los atributos sísmicos de acuerdo a las características 
geológicas. (Chen, 1997) 
 
 
 
 
38 
O también pueden ser clasificados por las características de la ondícula: 
 
Figura 32. Clasificación de los atributos de acuerdo a las características de la ondícula 
(Chen, 1997) 
 
 
 
 
39 
Algunos atributos son: 
 
Amplitud Instantánea.-Amplitud en el dominio del tiempo de las trazas en la 
muestra seleccionada y es usada para interpretaciones estructurales y 
estratigráficas. 
 
Amplitud RMS.-Es la raíz cuadrada de la suma de la energía en el dominio del 
tiempo (cuadrado de la amplitud) dentro de una ventana; indica anomalías de 
amplitud aisladas o extremas, usada para seguir cambios litológicos tales como 
canales deltaicos. 
 
Amplitud Absoluta Promedio.-Se suman los valores absolutos de las amplitudes 
en la ventana de análisis para cada traza y la sumatoria es dividida por elnúmero 
de muestras utilizadas. 
 
Amplitud de Pico Promedio.-Sumatoria de valores positivos dividida por el número 
de muestras positivas. 
 
Amplitud Máxima Integrada.-La suma de todas las amplitudes absolutas dentro de 
una ventana; utilizado en la zona de interés para caracterizar las variaciones 
laterales debido a la litología o acumulación de hidrocarburos. 
 
Amplitud Absoluta Máxima.- Se hace un ajuste parabólico de los valores máximos 
de picos y valles, para después interpolar el valor máximo. 
 
Amplitud Absoluta Total.-Sumatoria de valores absolutos de las amplitudes 
 
Energía Promedio de vibración.- La energía promedio en el dominio del tiempo (el 
cuadrado de la amplitud) para todas las muestras en el intervalo de la ventana, 
usada para analizar la anomalía de amplitud en la capa o zona de interés. 
 
Energía del ancho de banda de frecuencia finita.-La energía contenida dentro de 
los límites de corte bajo y alto especificados por el usuario, que usada con la 
energía de ancho de banda de frecuencia baja sirve para detectar arenas con gas 
y fracturas en particular en yacimientos de capa delgada. 
 
Relación de autocorrelación de los picos de amplitud.-Determina el pico de la 
máxima correlación en la amplitud y el pico adyacente de amplitud para 
compararlos, con esto se estima la atenuación sísmica y se usa generalmente en 
la zona de interés. 
 
Existen muchos atributos más y se escogen de acuerdo al objetivo buscado. 
 
 
3.1.4 Curvas T-Z 
 
Un paso fundamental en la interpretación es la conversión de horizontes del 
dominio tiempo al de profundidad y el instrumento para esta transformación es la 
curva T-Z. 
 
 
 
 
40 
Las gráficas T-Z son curvas Tiempo vs. Profundidad, las cuales correlacionan las 
cimas de los horizontes en tiempo y en profundidad y se construyen partiendo 
de los registros sónicos, check-shots o VSP. Cuando la gráfica se construye 
basándose en los dos primeros, únicamente se toman los datos ya procesados, 
calibrados y presentados en tablas de velocidades, por la compañía que tomó el 
registro. 
 
La presentación común de los datos de T-Z es en forma tabular, donde se 
muestran los nombres de las formaciones o edades de las rocas cortadas por el 
pozo, son su correspondiente profundidad y el tiempo sencillo. La conformación 
puede variar, conteniendo datos derivados como son tiempo de reflejo o doble, 
velocidad de intervalo, velocidad instantánea, velocidad RMS, velocidad media, 
etcétera. Igualmente puede incluir los datos de origen, así si fue obtenida de 
registro sónico, se muestran los datos de tiempo integrado y si los datos fuente no 
se muestran se pueden indicar con subíndices las diversas fuentes de datos. 
 
Los datos T-Z que proporciona un VSP, son en general una profundidad con un 
tiempo de reflejo, los datos de profundidad pertenecen a estaciones de lectura y 
no necesariamente a la profundidad de una interfase de interés, ya que éstas se 
calculan por razón de interpolaciones simples. 
 
Las gráficas T-Z consideran que los datos son de pozos verticales, esto para 
llevarlos en forma más simple a la sísmica. Para los pozos desviados se aplica 
otro tipo de análisis. 
 
Para pasar del dominio tiempo al dominio profundidad, se crea un modelo 
matemático que hace una predicción de cómo variarían las velocidades con la 
profundidad (Modelo de velocidades) dado por: 
 
Vz=Vo +kZ 
 
En donde Vz es la velocidad instantánea a la profundidad Z; Vo es la velocidad 
inicial y k es el incremento de V con la profundidad. 
 
Para la construcción de las gráficas T-Z se emplean dos métodos de obtención 
directa de datos a partir de los registros geofísicos: 
 
-El primero toma la medida Δt (tiempo de tránsito) directamente del registro y se 
obtiene el valor de la velocidad de la siguiente forma: 
 
Δt μseg/pie x 3.38 = Δt mseg/m = Δtx 
Vr= 1, 000 000/ Δtx m/seg 
 
Donde: 
Δt = tiempo de tránsito en μseg/pie 
Δtx = tiempo de tránsito en mseg/m 
Vr = velocidad del registro en m/seg 
 
 
 
 
 
41 
Posteriormente la T-Z obtenida es calibrada con la sísmica mediante la 
comparación del sismograma sintético, con una sección sísmica cercana; 
adaptando hasta llegar a la solución que refleje el modelo geológico. 
 
-El segundo método lee directamente del registro de tiempo integrado (ti), así 
como la profundidad desarrollada, referidos al nivel del mar, ya que calibrarán con 
datos sísmicos aludidos al mismo nivel. 
 
Vr= profundidad desarrollada (m)/ti (milisegundos) 
 
A continuación se encuentra el cuadro con la información del pozo A y la gráfica 
T-Z realizada a partir de estos datos. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 33. Tabla para realizar la gráfica T-Z con base en el pozo A 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 34. Gráfica Tiempo - Profundidad del pozo A 
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
5500
0 1000 2000 3000 4000
TIEMPO
PR
OF
UN
DI
DA
D
TZ-POZOA
PROF TWT MD SSTVD FORMACION PROF MD TWT Vmed Vint
0 0 0 20 0 PARAJE SOLO AFLORA 0 0 2375
-180 180 180 200
-490 490 450 510
-1680 1680 1436 1700
-2030 2030 1700 2050 2007 FILISOLA 2027 1690 2375 3038
-2270 2270 1860 2290 2250 CONCEPCION SUPERIOR 2270 1850 2432 3143
-2390 2390 1930 2410 2360 CONCEPCION INFERIOR 2380 1920 2458 3625
-2680 2680 2100 2700 2650 ENCANTO 2670 2080 2548 3024
-2980 2980 2300 3000 2960 DEPOSITO 2980 2285 2591 3200
-3280 3280 2480 3300
-3700 3700 2750 3720 3680 OLIGOCENO MEDIO 3700 2735 2691 2537
-3940 3940 2940 3960 3940 EOCENO 3960 2940 2680 2980
-4230 4230 3156 4250
-4560 4560 3360 4580 4536 PALEOCENO 4556 3340 2716 2887
-4725 4725 3460 4745 4702 Ksme 4722 3455 2722 4800
-4895 4895 3540 4915 4870 KSsf 4890 3525 2763 4311
4967 KSan 4987 3570 2783 6800
4984 KI 5004 3575 2788 4900
-5010 5010 3584 5030
5082 JST 5102 3615 2812 5657
-5110 5110 3620 5130
-5200 5200 3650 5220 5181 JSK 5201 3650 2839 6444
-5390 5390 3716 5410
5471 3740 5491 5471 PT 5491 3740 2926
CHECSOT COLUMNA GEOLOGICA
 
 
 
 
42 
3.2 REGISTROS GEOFÍSICOS 
 
Los registros geofísicos de un pozo son la técnica de representación digital o 
analógica de una propiedad física de roca que se mide con la profundidad. 
 
 Registros resistivos 
 Registros acústicos 
 Registros radiactivos 
 Pruebas de producción 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 35. Registro Geofísico. 
 
En la actualidad los registros son adecuados para la determinación del contenido 
de hidrocarburos, agua, minerales y competencia de las rocas sujetas a diferentes 
esfuerzos, también sirven para localizar formaciones de alta y baja porosidad e 
identificación de lutitas y formaciones de litología compleja. 
 
Los registros de pozos se utilizan en: Exploración, desarrollo y explotación 
petrolera. 
 
 Minería. 
 Geohidrología. 
 Geotermia. 
 
La información que se obtiene de los registros geofísicos puede ser de uso 
cualitativo y cuantitativo. 
 
Usos cualitativos. 
 
Con la información aportada por el pozo y con el auxilio de uno o varios registros 
se pueden determinar. 
 
 Propiedades petrofísicas y de fluidos de rocas. 
 Límites de las unidades estratigráficas. 
 
 
 
 
43 
 Determinación de fallas estructurales. 
 Inferir por correlación con los registros de otros pozos si el pozo será 
productor, invadido de agua salada o seco. 
 
Usos cuantitativos. 
 
El análisis cuantitativo de los registros geofísicos tiene como objetivo principal la 
obtención de porosidad y saturación de agua de las rocas que constituyen los 
yacimientos. 
 
 
3.2.1. Perforación de Pozos 
 
Clasificación de pozos. 
 
Pozos exploratorios 
 
Estos son pozos que se localizan dentro de los limites de yacimientos 
desarrollados o en desarrollo, con el objetivo de buscar nuevos horizontes 
productores. 
 
Pozo de desarrollo 
 
Estos son pozos que se localizan dentro de los límites de un yacimiento 
productor, siendo el objetivo, terminar dicho pozo en el horizonte productor. 
 
Localización Exploratoria. 
 
La proposición de unalocalización exploratoria es resultado de un proceso de una 
serie de estudios de campos y gabinete realizado por un equipo multidisciplinario 
conformado por las especialidades geológica, geofísica y petrolera, para el cual 
sean invertidos recursos humanos económicos y materiales, estableciéndose así 
una tesina en la cual se plasma el conocimiento interpretativo, hasta ese 
momento del subsuelo y las posibilidades de almacenar hidrocarburos en 
cantidades comercialmente explotables. 
 
3.2.2 Tipos de Registros Geofísicos 
 
La manera de medir las distintas propiedades de las rocas parten de un sistema 
básico común: Un emisor (electrodo, bobina, emisor de radiactividad, emisor de 
neutrones, emisor de ondas acústicas), que envían una señal (corriente eléctrica, 
campo electromagnético, radioactividad, neutrones u ondas acústicas), hacia la 
formación. Uno o varios receptores miden la respuesta de la formación a cierta 
distancia del emisor. 
 
Existe una gran variedad de registros de los cuales se mencionan algunos que se 
aplicaron en este proyecto. 
 
 Eléctricos 
 
 
 
 
44 
 Radioactivos 
 Acústicos 
 Térmicos 
 Mecánicos 
 
 
3.2.1.1 Tipos de herramientas 
 
El equipo de fondo consta básicamente de la sonda. Es el elemento que contiene 
los sensores y el cartucho electrónico, el cual acondiciona la información de los 
sensores para enviar a la superficie, por medio del cable. Además, recibe e 
interpreta las órdenes de la computadora en superficie. Las sondas se clasifican 
en función de su fuente de medida en: 
 
 Resistivas (Fuente: corriente eléctrica) 
 Porosidad (Fuente: cápsulas radioactivas) 
 Sónicas (Fuente: emisor de sonido) 
 
Herramientas de registros con principio resistivo (eléctrico): 
 
 Inducción 
 Doble inducción 
 Doble Latero Log 
 Micro esférico 
 Medición de echados 
 Micro imágenes resistivas de formación 
Herramientas de registros radiactivos: 
 Neutrón compensado 
 Litodensidad compensada 
 Espectroscopia de rayos gamma 
 Rayos Gamma naturales 
Herramientas de registros con principio acústico: 
 Sónico de porosidad 
 Sónico bipolar de imágenes 
 Imágenes ultrasónicas 
 
Mediante una cuidadosa interpretación de la respuesta de los registros, es 
posible evaluar el potencial productivo de la formación. Además, se tienen 
sistemas de cómputo avanzados para la interpretación. 
 
 
 
 
 
45 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 36. Tipos de Sondas para la Toma de Registros 
 
 
3.2.3 Registros Nucleares 
 
Las herramientas radioactivas o nucleares son: 
 
 Radiación natural (Rayos Gamma, Espectroscopia) 
 Neutrones (Neutrón compensado) 
 Rayos gamma (Litodensidad compensada) 
 
Las herramientas para medir la radiación natural no requieren de fuentes 
radiactivas y la información que proporcionan es útil para determinar la 
arcillosidad y contenido de minerales radiactivos de las rocas. 
 
3.2.3.1 Registro de Neutrón Compensado 
 
La herramienta de neutrón compensado utiliza una fuente radiactiva (emisor de 
neutrones rápidos) y dos detectores. Su medición se basa en la relación de 
conteos de estos dos detectores. Esta relación refleja la forma en la cual la 
DIPMETER
R 
DOBLE 
LATEROLO
G 
DESVIACIÓN 
DE POZO 
GAMMA 
SONICO LITODENSIDAD MICRO TOOL NEUTRON 
 
 
 
 
46 
densidad de neutrones decrece con respecto a la distancia de la fuente y esto 
depende del fluido (índice de hidrogeno) contenido en los poros de la roca y por lo 
tanto, de la porosidad. 
 
Las principales aplicaciones de la herramienta son: 
 
 Determinación de la porosidad 
 Identificación de la litología 
 Análisis del contenido de arcilla 
 Detección de gas 
 
3.2.3.2 Registro de Litodensidad Compensado. 
 
El equipo de Litodensidad es una herramienta que utiliza una fuente radiactiva 
emisora de rayos gamma de alta energía y se usa para obtener la densidad de la 
formación e inferir con base en esto la porosidad; así como efectuar una 
identificación de la litología. 
 
Para obtener la densidad, se mide el conteo de rayos gamma que llega a los 
detectores después de interactuar con el material. Ya que el conteo obtenido es 
función del número de electrones por cm3 y este se relaciona con la densidad 
real del material, lo que hace posible la determinación de la densidad. La 
identificación de la litología se hace por medio de la medición del “índice de 
absorción fotoeléctrica”. Este representa una cuantificación de la capacidad del 
material de la formación para absorber radiación electromagnética mediante el 
mecanismo de absorción fotoeléctrica. 
 
Las principales aplicaciones de esta herramienta son: 
 
 Análisis de porosidad 
 Determinación de litología 
 Calibrador 
 Identificación de presiones normales 
 
 
3.2.3.3 Registro de Rayos Gamma 
 
El registro GR 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 radiactivos tienden a 
concentrarse en las arcillas y lutitas, las formaciones limpias generalmente tienen 
un nivel muy bajo de radiactividad, a menos que contaminantes radiactivos como 
cenizas volcánicas o residuos de granito estén presentes o la aguas de formación 
contengan sales disueltas. 
 
Otro tipo de registro de Rayo Gamma es el de espectroscopia el cual consta de 
tres curvas de rayo gamma que son pulsos de ondas electromagnéticas de alta 
energía que son emitidos por algunos elementos radiactivos (Th, U, K), cada uno 
de estos elementos emite rayos gamma; el número de energía de estos es 
 
 
 
 
47 
distinto para cada elemento. El potasio (K40), emite rayos gamma de 1.46 MeV, 
mientras que la series del uranio (U) emite 1.76 MeV, por último el torio (Th), con 
2.62 MeV. 
 
 
3.2.4 Registros Acústicos. 
 
El equipo sónico utiliza una señal con una frecuencia audible para el oído 
humano. El sonido es una forma de energía radiante de naturaleza puramente 
mecánica. Es una fuerza que se trasmite desde la fuente de sonido como un 
movimiento molecular del medio. 
 
En el quipo sónico los impulsos son repetitivos y el sonido aparecerá como áreas 
alternadas de compresiones y rarefacciones llamadas ondas. Esta es la forma en 
que la energía acústica se transmite en el medio. 
 
 
3.2.4.1 Registro Sónico 
 
El registro sónico es simplemente un registro del tiempo que requiere una onda 
sonora para atravesar un pie de formación. Este es conocido como tiempo de 
transito (delta t); donde “delta t” es el inverso de la velocidad de la onda sonora. 
El tiempo de transito para una formación determinada depende de su litología y 
su porosidad. Cuando se conoce la litología, esta dependencia de la porosidad 
hace que el registro sónico sea muy útil como el registro de porosidad. Los 
tiempos de transito sónicos integrados también son útiles al interpretar registros 
sísmicos. El registro sónico puede registrarse simultáneamente con otros 
registros sísmicos. 
 
 
3.2.5 Registros de Resistividad 
 
La resistividad de la formación es un parámetro clave para determinar la 
saturación de hidrocarburos. La corriente eléctrica puede pasar a través de una 
formación solo por la presencia de agua conductiva que contenga dicha 
formación. Con muy poca acepciones, como el sulfuro metálico y la grafiíta, la 
roca seca es un buen aislante eléctrico. Además, las rocas perfectamente secas 
rara vez se encuentran. Por lo tanto, las formaciones sepultadas tienen 
resistividades mesurables finitas debido al agua dentro de sus poros o al agua 
intersticial absorbida por una arcilla. 
 
La resistividad de una formación depende de: La resistividad del agua de 
formación; la cantidad de agua presente y la geometría estructural de los poros. 
Los parámetros físicos principales para evaluar un yacimiento son, porosidad, 
saturación de hidrocarburos, espesor de la capa permeable y permeabilidad. 
Existen varias herramientas quevan en patines y sirven para obtener un valor 
pegado a la pared del pozo. Estas herramientas obtienen los microlog, 
microlaterolog, microesférico enfocado y proximidad. Tienen muy poca 
profundidad de investigación y están diseñadas para medir la resistividad de la 
 
 
 
 
48 
zona lavada, Rxo. A este tipo de registros se le conoce como herramientas 
resistivas de porosidad, por que la relación de resistividades Rxo y la relación del 
filtrado del lodo Rmf proporcionan el factor de formación. 
 
Las curvas de resistividad obtenidas con este arreglo de electrodos en la sonda, 
se llaman curvas normales. 
 
Para determinar algunas características de las formaciones del subsuelo es 
necesario llevar a cabo la toma de registros. Para esto se utiliza una unidad móvil 
que contiene un sistema computarizado para la obtención y procesamiento de 
datos. También cuenta con el envío de potencia y señales de comando a un 
equipo que se baja al fondo del pozo por medio de un cable electromecánico. El 
registro se obtiene al hacer pasar los sensores de la sonda enfrente de la 
formación, moviendo la herramienta lentamente con el cable. 
 
Dentro de los objetivos del registro geofísico podemos mencionar: 
La determinación de las características de la formación: porosidad, saturación de 
agua/hidrocarburos, densidad. 
 
 Delimitación (cambios) de litología 
 Desviación y rumbo del agujero 
 Dirección del echado de formación 
 Evaluación de la cementación 
 Condiciones mecánicas de la TR 
 
 
3.2.5.1 Profundo 
 
A través de la bobina transmisora se induce una corriente eléctrica en la 
formación por el campo magnético que genera; la cantidad de corriente inducida 
en la formación es proporcional a su conductividad; una bobina receptora mide la 
corriente inducida en la formación y de ella puede ser deducida la conductividad 
Si el espaciamiento entre AM es igual a1.60m (64”), se llama normal larga. 
 
3.2.5.2 Somero 
 
Si el espaciamiento entre electrodos de corriente A y el de medida M es de 
medida AM= 0.40m (16”) se llama normal corta. 
 
Resolución de los registros geofísicos de pozo (RGP). 
 
La resolución de los registros geofísicos puede ser definida de dos maneras, 
horizontal que es la profundidad de investigación y vertical que va a depender de 
la herramienta utilizada para la medición. 
 
La Profundidad de investigación de una herramienta es referida a la distancia 
horizontal dentro de las formaciones geológicas hasta donde mide las 
características de la roca y es mayor cuando la separación del transmisor-
 
 
 
 
49 
receptor es grande; cuando hay un patín apoyado en la pared del pozo tienen 
menores profundidades. 
La resolución vertical se refiere a la cantidad de mediciones realizadas por la 
herramienta a escalas muy pequeñas en profundidad es decir a mayores 
mediciones realizadas en un intervalo de profundidad, mayor resolución vertical 
tiene la herramienta utilizada y esto permite identificar capas delgadas de litología 
presentes en las unidades geológicas. 
 
En todos los registro es importante su resolución para saber que tan dentro de la 
pared del pozo estamos investigando y que tan delgadas son las capas. 
 
En la siguiente imagen se muestra la resolución de las herramientas más 
comunes para la toma de registros. 
 
 
Figura 37. Resolución de las herramientas de los Registros. (Torres Verdim, 2003) 
 
 
3.2.6 Programa de Registros 
 
3.2.6.1 Selección de los registros apropiados 
 
La selección de las combinaciones de registros dependerá de una variedad de 
factores, que incluyen el sistema de lodo, tipo de formaciones, conocimiento 
previo del yacimiento, tamaño y desviación del agujero, tipo de pozo, tiempo y 
costo del equipo de perforación, disponibilidad del equipo y el tipo de información 
deseada. Los tipos de registros corridos, dependen del tipo de pozo. 
 
Registros adicionales dependen de la solicitud de geólogos, ingenieros de 
yacimientos, ingenieros de terminación y geofísicos que deseen información 
adicional para la información y/o evaluación del pozo. 
 
 
 
 
 
50 
3.2.6.2 Control de calidad de los registros 
 
En la calidad de la información de un registro de pozo, los datos exactos son 
vitales para el proceso en la toma de decisiones y futuro de un pozo. A 
continuación se enumeran algunos puntos importantes en el control de calidad de 
un registro. 
 
1) Control de la profundidad en la toma del registro. 
2) Buscar anomalías o cualquier respuesta extraña en los registros. 
3) Calidad técnica general (mantenimiento preventivo del equipo, velocidad 
de toma de registro, condiciones del agujero, rotación de la herramienta en el 
pozo, centralización o descentralización, error del ingeniero, etc.) 
4) En las corridas de un mismo registro, con correlación de datos similar. 
 
 
3.2.7. El Proceso de Interpretación. 
 
La toma de registros geofísicos es de gran utilidad debido a la necesidad de 
obtener parámetros petrofísicos ya que es de gran dificultad tomar estos 
parámetros de forma directa debido a que sirven para evaluar las formaciones. 
Una interpretación correcta de los registros geofísicos nos puede permitir deducir 
propiedades petrofísicas como son: porosidad, permeabilidad, saturación de 
hidrocarburos, litología. 
 
Los procesos de interpretación deben utilizarse con cuidado debido a que el pozo 
durante la perforación sufre alteraciones físicas las cuales deben de ser 
corregidas en el proceso de interpretación para obtener resultados creíbles y 
poder evaluar correctamente el yacimiento. 
 
La interpretación de registros geofísicos es cuantitativa y el objetivo de ésta es 
obtener información que sea útil para definir las características del área de 
estudio 
 
Para poder evaluar una formación debemos determinar las propiedades 
petrofísicas, físicas y químicas de las rocas y los fluidos que contienen, esto para 
ayudarnos a localizar un yacimiento y poder saber si es productor y si así es 
hacerlo producir. 
 
Los registros geofísicos son un instrumento para determinar estas propiedades 
dentro de la evaluación de formaciones. 
 
Los parámetros básicos para definir el potencial de un yacimiento son: 
 
 Volumen de arcilla. 
 Porosidad. 
 Saturación de agua. 
 Permeabilidad. 
 
 
 
 
51 
3.2.7.1 Volumen de Arcilla. 
 
Parámetro que permite saber que cantidad de arcilla tenemos en nuestra 
formación debido a que la arcilla no es apta para un yacimiento se considera que 
una zona es limpia si su volumen de arcilla es bajo y la zona esta sucia si su 
contenido de arcilla es alto. 
 
Determinación del volumen de arcilla. 
El primer paso en el análisis de arenas arcillosas es determinar el volumen de 
arcilla ( clV ), el cual siempre se debe hacer durante el análisis de registros. 
 Rayos Gamma (GR); detecta arcillas por un incremento de radiación solo 
podemos ver áreas con arcilla o áreas libres de ella. 
 Potencial Espontáneo (SP); detecta arcillas por las deflexiones del SP 
causado por la pérdida de permeabilidad iónica en arenas arcillosas. 
 Neutrón-Densidad; detecta la presencia de arcillas por el aumento de 
porosidad en el registro neutrón por encima de la que obtiene el de 
densidad, si ésta es alta en el neutrón es el resultado de altas 
concentraciones de iones de hidrógeno en arcillas. 
 
 
3.2.7.2. Mineralogía Compleja. 
 
La determinación exacta de la porosidad resulta más difícil cuando se desconoce 
la litología de la matriz o si consiste de dos o más minerales en proporciones 
desconocidas. La determinación se complica todavía más cuando la respuesta de 
los líquidos de los poros localizados en la proporción de la formación que la 
herramienta está investigando, varía de manera notable de aquella del agua. En 
especial, los hidrocarburos ligeros (gas) pueden influir de manera importante en 
los tres registros de porosidad. 
 
A fin de determinar cuándo se presentan cualquiera de estas complicaciones, se 
necesitan más datos que aquellos