09 Perfilaje de pozos acusticos, CMR, pozo entubado

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Universidad Nacional de Salta – SRT 1 
Tecnicatura e Ingeniería en Perforaciones 
Geofísica Aplicada 
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Prof. Adj. M. Laura Gigena 
JTP Pamela R. Murillo 
PERFILAJE DE POZOS 
Perfiles sónicos o acústicos 
El registro sónico o acústico es una de las herramientas más importantes con las que se cuenta 
hoy en día dentro de la gama de registros geofísicos de pozos para la evaluación de la porosidad 
de las formaciones. Este registro se toma únicamente en pozos abiertos (a diferencia de los 
registros sónicos de cementación CBL-VDL) y su principio de medición se basa en la propagación 
de trenes de ondas acústicas que viajen a través de las formaciones en todas direcciones 
alrededor del pozo a diferentes frecuencias e intervalos de tiempo, para la medición de algunas 
de las propiedades acústicas de las formaciones tales como las velocidades y las atenuaciones 
que presentan las ondas compresionales P y las ondas transversales S, así como la amplitud de 
las ondas reflejadas. 
La medición de las velocidades acústicas puede ser de utilidad para la evaluación de la porosidad 
de la formación, así como determinaciones de las litologías y las compresibilidades en los poros 
de las rocas. Los datos que proveen los perfiles sónicos permiten obtener información de las 
velocidades en el subsuelo, proporcionando resultados similares o parcialmente mejores que 
los de geófono (por ejemplo, más detalle). Pero este perfil es muy sensible a las irregularidades 
de diámetro del pozo (debe registrarse a pozo abierto, sin entubar a diferencia del geófono que 
se puede registrar, en cualquier caso), y a la atenuación de las señales en los sedimentos poco 
consolidados que provocan errores en la medición de los tiempos de tránsito. 
Se miden entonces tiempos de tránsito de una onda de alta frecuencia (30.000 Hz) a través de 
una distancia del orden de 1 a 3 pies. 
El aparato es un buzo o torpedo 
preparado para su introducción en pozos 
profundos (resistente a la presión y 
temperatura) y contiene uno o dos 
emisores y dos o cuatro detectores según 
el aparato común o el denominado 
“compensado”, y un dispositivo centrador 
del mismo en el pozo. Al ser una 
herramienta centralizada la misma se ve 
con lecturas altamente afectada en zonas 
de cavernas. 
Entre los emisores y detectores existe una 
aislación acústica que impide la 
transmisión de la excitación a través del 
mismo aparato. 
La señal es un tren de impulsos emitido 
con cierta periodicidad y en los intervalos 
que no se emite señal se realiza la 
detección y lectura de tiempos de transito; la señal que arriba al detector cercano habilita un 
contador de tiempo y cuando llega al detector alejado se cierra la cuenta. 
El perfil se registra desde abajo hacia arriba (tirando del buzo como en el caso de geófono) y en 
forma continuada es decir con el buzo en movimiento lento, a velocidad despreciable frente a 
Figura 1. Esquema de la sonda de perfilaje sónico o acústico 
común y compensado. 
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las que medimos de las formaciones. El pozo debe estar sin tuberías y el dispositivo centralizador 
debe rozar las paredes durante el registro, se obtiene simultáneamente en general con un 
registro de calibre y/o potencial espontáneo en el pozo. El registro se ve afectado en los casos 
de diámetros exagerados de pozo y los datos de tiempo de tránsito en tales casos aparecen 
abultados, es decir se registran velocidades anormalmente bajas. 
Cuantitativamente el registro sónico permite realizar evaluaciones de porosidad en pozos y 
formaciones con algún contenido de fluidos, así como también puede ser utilidad como 
complemento en las interpretaciones de secciones sísmicas por medio de perfiles e intervalos 
de velocidades, y en conjunto con el registro de densidad, puede generar un registro de 
impedancias acústicas, lo cual es el primer paso para generar trazas sísmicas sintéticas. 
Cualitativamente, es de utilidad para los geólogos en la determinación de zonas con sutiles 
variaciones texturales tanto en areniscas como en las lutitas, identificación de zonas 
compactadas o con presiones anormales, así como posibles fracturamientos presentes en las 
rocas. 
 
Figura 2. Respuesta típica que se puede generar en el tiempo de tránsito medido por medio del registro sónico de 
porosidad (Modificado de Rider, 2000). 
Prueba de Velocidad (Checkshot Survey) 
Es el tipo de registro sísmico de pozo más antiguo y básico. En él las posiciones o estaciones de 
anclaje de la herramienta a distintas profundidades se definen observando los cambios de 
tendencia del perfil acústico previamente registrado en el mismo pozo, de forma tal de dividir 
al sónico en zonas donde el carácter del perfil es más o menos constante. En los raros casos en 
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que el perfil sónico no ha sido registrado, 
puede recurrirse a un perfil de resistividades 
profundas, que suelen tener cierta 
proporcionalidad general con los perfiles de 
velocidad. Se hacen varios disparos de la fuente 
-o sea, varios registros- por cada profundidad 
de anclaje de la herramienta (que contiene al 
receptor) y luego se suman las señales para 
aumentar la relación señal/ruido. Se mide el 
tiempo de arribo de la onda directa a cada 
profundidad y se obtiene así una ley 
tiempo/profundidad, llamada Ley de Velocidad 
sísmica de pozo. 
Cuando se hace una ley de velocidad solo se 
utiliza el primer corte de arribo de la 
perturbación elástica al buzo (el primer arribo). 
Una prueba de velocidad tiene, en consecuencia, dos usos principales: mejorar la exactitud del 
perfil de velocidades interválicas y calibrar al perfil sónico. 
Perfil sísmico vertical (V.S.P.) (Vertical Seismic Profile) 
El perfil sísmico vertical 
(VSP) es una técnica 
sísmica que consiste en 
registrar y analizar la onda 
“completa” generada por 
una perturbación en 
superficie y registrada por 
un geófono anclado a 
distintas profundidades de 
un pozo profundo. El VSP 
es en consecuencia una 
evolución de la prueba de 
velocidad. 
Para determinar la 
profundidad de un 
determinado reflector 
seguimos el trayecto de la 
reflexión hacia atrás hasta que intercepta los primeros arribos. En este punto se define la 
profundidad del reflector, y ahí podemos correlacionar con los perfiles sónico y/o densidad 
(Figura 5). El campo de ondas ascendentes es separado del descendente y luego se efectúa un 
procesamiento de los datos semejante, aunque algo más simple, que el de sísmica superficial 
Figura 4. Esquema grafico de la toma de datos en un VSP. 
Figura 3. Esquema grafico de la toma de datos sísmicos 
en un pozo. 
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Figura 5. Las reflexiones son llevadas hasta intersectar los primeros arribos, y allí podemos correlacionar con los 
perfiles sónico y densidad. 
 
Figura 6. En la figura, se ilustra comparativamente la familia de trazas de superficie que corresponde a la locación del 
pozo y la familia de trazas del VSP, distinguiéndose, entre otras, una reflexión simple (S) y su correspondiente múltiple 
(M) que no es tan evidente en los datos superficiales. 
Las trazas de la familia del pozo (las registradas durante el VSP) luego son sumadas y se obtiene 
una única traza sísmica real apilada en la posición del pozo, la cual abarca desde la última 
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posición del geófono (la más superficial), normalmente la número 40, ya que ése es el número 
mínimo de estaciones recomendadas para poder conseguir una buena traza suma. Y que además 
llega no sólo hasta la primera posición de recepción (la más profunda) sino hasta muchos metros 
por debajo del fondo del sondeo: mil o más, teóricamente tanto como se desee, asumiendo que 
la calidad se deteriora con la profundidad. 
Un VSP tiene generalmente mayor resolución que la sísmica de superficie, porque las ondas 
viajan menos y por lo tanto tienen menor atenuación de sus altas frecuencias. Esta no es una 
ventaja para la correlación entre ambas sísmicas y, de hecho, se puede aplicar un filtro cortaaltos 
sobre la traza del VSP para asemejarla a las trazas de superficie. Pero esta mejor resolución de 
pozo puede ser útil para algún eventual proceso especial de la sísmica superficial (inversión de 
trazas, realce de las frecuencias, etc.). 
De modo que, al igual que una Prueba de Velocidad, el VSP también permite construir una Ley 
de Velocidad, pero además provee un sismograma real de pozo, la visualización por debajo del 
mismo y adicionalmente datos de reflexiones múltiples. 
Registro de Imágenes 
Así como las herramientas microeléctricas permiten obtener imágenes 
resistivas de las formaciones utilizando los principios eléctricos de las 
herramientas de dipmeter existen también herramientas acústicas de 
imágenes que funcionan bajo principios sónicos, generándose de ellas 
imágenes acústicas de altas frecuencias de las formaciones. La gran 
desventaja de este tipo de herramientas es que son sumamente 
sensibles a la descentralización de la herramienta, la rugosidad del pozo, 
la densidad del lodo, e insensibles a resaltar cambios en la 
estratificación de las capas. Las mediciones que son realizadas por 
medio de estas herramientas tienen la gran ventaja de poder ser 
realizadas en pozos que estén utilizando cualquier tipo de lodo de 
perforación (agua, aceite, aireados), en cualquier tipo de perforación 
(vertical, direccional u horizontal) y ambas logrando un cubrimiento del 
100% de la totalidad del agujero para la visualización de fracturas en las 
formaciones, e identificación de corrosión en pozos encamisados. 
Se obtienen con una herramienta de perfilaje acústico múltiple. Se 
registran numerosos perfiles sónicos (24 ó más) en todo el perímetro 
del pozo a fin de mapear cilíndricamente la variación de los tiempos de 
tránsito y de ahí las velocidades, e incluso las impedancias acústicas, de 
las rocas de la pared de pozo en todo el tramo de interés. Son imágenes 
alternativas o eventualmente complementarias de las obtenidas por el 
perfilaje de microresistividad. 
Figura 7. Imagen acústica 
tomada con la herramienta 
CBIL (Baker Atlas). 
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Figura 8. Imagen de amplitud acústica (sónica) a pozo abierto en el pozo Caimanctio-39. Tomado de Grosso, Santiago 
& Lopez, Ramiro & Vergani, Gustavo & O'Leary, Maria. (2013). Natural fractured carbonate reservoirs in caimancito 
field (Yacoraite Formation), cretaceous basin of northwestern Argentina. Revista de la Asociación Geológica 
Argentina. 70. 53-69. 
 
 
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Registro de Resonancia Magnética (CMR) 
El perfil de Resonancia Magnética Nuclear permite adquirir datos petrofísicos que contribuyen 
a la interpretación, en especial de las zonas complejas. 
Es una herramienta que se basa en la medición de los momentos magnéticos que se producen 
en los hidrógenos que contiene la formación cuando se induce sobre ellos un campo magnético. 
Utiliza dos campos magnéticos con la finalidad de polarizar los átomos de hidrógeno (dipolos 
naturales), y conseguir una medida del tiempo de relajación T2. La herramienta se llama CMR. 
Se utiliza para determinar porosidades. Varios estudios de laboratorio demuestran que la 
porosidad medida por CMR está muy próxima a la porosidad medida en los testigos. 
Los tiempos de relajación dependen de los tamaños porosos. Por ejemplo, los poros pequeños 
acortan los tiempos de relajación - los tiempos cortos correspondientes al campo arcilloso y al 
agua capilar -. Los grandes poros permiten largos tiempos de relajación y contienen muchos 
fluidos producibles. Por lo tanto, la distribución de los tiempos de relajación es una medida de 
la distribución de los tamaños de los poros, un nuevo parámetro. Los tiempos de relajación y sus 
distribuciones pueden ser interpretados para brindar otros parámetros petrofísicos tales como 
la permeabilidad, la porosidad efectiva y la saturación de agua irreductible. Otras aplicaciones 
posibles incluyen curvas de presión capilar, identificación de hidrocarburos y una ayuda al 
estudio de fases. 
La porosidad CMR no es influenciada por la litología e incluye solo fluidos productivos y agua 
capilar. Esto se debe a que el hidrogeno en la matriz de la roca y en el agua arcillosa contiene 
tiempos de relajación T2 muy cortos; que la señal es perdida durante el tiempo muerto de la 
herramienta. 
La particularidad más importante del perfilaje de resonancia magnética nuclear es la habilidad 
de registrar un perfil de permeabilidad en tiempo real. 
El gráfico más abajo (Figura 20), ilustra la distribución del tamaño de poros, según se deduce de 
las mediciones de RMN. En la pista E, por debajo de los 1953,7 m (6410 pies) casi todo el peso 
en las distribuciones se halla en pequeños poros, como muestra el pico verde a la izquierda de 
la línea roja. Por encima de los 1953,7 m (6410 pies), el peso predominante se halla en poros 
grandes, como muestra un pico verde a la derecha, que indica una formación de granos más 
gruesos. De estemodo, se puede observar los datos de RMN y reconocer de inmediato un 
cambio en la textura de la roca en una discordancia en una formación que se encuentra a más 
de una milla debajo de la superficie terrestre. 
En la tercera sección a partir de la izquierda (pista C) se muestran los datos de permeabilidad de 
fluidos derivados de la RMN. La permeabilidad cambia por órdenes de magnitud en esta sección. 
En la formación de granos finos la permeabilidad es insignificante, en tanto que en la sección 
superior de granos gruesos es sustancial. 
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Figura 9. Ejemplo de un perfil de resonancia magnética. 
Perfilaje en pozo entubado 
Localizador de los collares de la tubería de revestimiento (Casing Collar Collector - 
CCL). 
Es una herramienta de fondo pozo utilizada para confirmar o correlacionar la profundidad de un 
tratamiento utilizando puntos de referencia conocidos de la sarta de revestimiento. El 
localizador de los collares de la tubería de revestimiento es una herramienta de adquisición de 
registros eléctricos que detecta la anomalía magnética causada por la masa relativamente 
grande del collar de la tubería de revestimiento, collares, perforaciones, uniones, 
empaquetaduras y centralizadores. 
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Una señal se transmite al equipo de superficie y éste proporciona una visualización en pantalla 
y un registro impreso que permiten correlacionar la salida con registros previos y con 
características conocidas de la tubería de revestimiento, tales como las uniones cortas de 
tuberías instaladas con fines de correlación. 
El CCL, es el instrumento más importante con que cuenta el operador, por medio de él se tiene 
una idea precisa de el desarrollo de la operación en todo momento, indica si la herramienta baja 
bien o si se detiene por obstrucción. Se ajusta a la profundidad, en función de las cuplas y para 
situarse con el cañón en la zona del punzado. 
 
Figura 10. En azul, un perfil CCL, donde se pueden ver las uniones de tubería cada 40 m. 
Registro de adherencia del cemento y registro de densidad variable (CBL–VDL) 
El CBL (Cement Bond Log) o registro de adherencia de cemento mide la amplitud sónica de la 
señal reflejada por la pared del revestidor, mientras mayor sea esa amplitud menor la cantidad 
de cemento. 
El CBL evalúa la adhesión de cemento tanto a la tubería como a la formación, indica los canales 
o intervalos con tan solo parcial adhesión e indica la tubería libre y el tope del cemento. El fin es 
el de evaluar la efectividad de la operación de cementación para posteriormente definir sobre 
bases firmes las capas a punzar para evaluar potenciales capas productivas u otros trabajos de 
terminación. del pozo. 
https://www.monografias.com/trabajos4/concreto/concreto.shtml
https://www.monografias.com/trabajos5/estat/estat.shtml
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El principio de medida se asemeja al principio 
de repicar de una campana. Cuando hay 
fluido detrás del revestidor (no-cemento) la 
tubería es libre de vibrar generando un 
sonido fuerte. Cuando al revestidor está 
adherido cemento, las vibraciones del 
revestidor son atenuadas proporcionalmente 
a la superficie adherida al cemento. 
Cuando una herramienta sónica se corre 
dentro de un pozo revestido, el transmisor 
(Tx) envía un pulso omnidireccional el cual 
induce vibración en el revestidor. 
La onda compresional que viaja desde la 
herramienta en todas las direcciones llega 
primero al receptor espaciado a 3 pies, la 
parte de la onda que regresa bajando por el 
revestidor se usa para determinar la amplitud 
y el tiempo de tránsito del primer arribo 
Las amplitudes bajas indican buena adherencia. Las amplitudes altas indican pobre adherencia 
y las amplitudes medias indican una deficiencia en la adherencia del cemento que pueden 
comprometer o no el aislamiento hidráulico. 
 
Figura 12. Esquema mostrando los posibles registros de un perfil CVL 
El registro de densidad variable o VDL (Variable Density Log) es un registro de la amplitud de 
la onda sónica para un periodo de mil microsegundos que siguen a la generación del sonido en 
el trasmisor. Presenta la imagen de la onda sónica total, es el único registro en ver hasta la 
formación. 
Figura 11. El principio de medida se asemeja al principio 
de repicar una campana. 
https://www.monografias.com/trabajos5/estat/estat.shtml
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Figura 13.. Imágenes típicas antes (a) y después (b) de la inyección de cemento, en este segundo caso con una 
cementación muy pobre en el extremo derecho 
 
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