08 Perfilaje de pozos basados en radioactividad

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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 
Rayos gamma 
La herramienta registra los rayos gamma naturales emitidos por los elementos radiactivos que 
se hallan en la formación. Tales elementos son mayoritariamente el Potasio, el Uranio, y el Torio. 
Los isótopos radiactivos son importantes debido a que 
emiten varios tipos de radiación, algunas de las cuales 
pueden ser detectadas en los pozos perforados. Estas 
radiaciones tienen lugar en la medida en que un elemento 
degenera hacia algún estado estable. Tal “degeneración o 
degradación radiactiva puede ser un proceso “natural”, 
como es en el caso de la medición de esta herramienta. 
Los elementos mencionados anteriormente tienden a 
concentrarse principalmente en arcillas, lutitas y en 
algunas rocas de origen volcánico. Así mismo esos 
elementos se pueden encontrar en forma de sales disueltas 
en aguas de formación. 
La herramienta es centralizada y se puede correr tanto en 
pozo entubado como en pozo abierto. 
La medición NO se halla afectada por el tipo de fluido que 
se encuentra en el pozo. Así mismo el pozo puede estar sin 
fluido y la medición se podrá realizar normalmente. 
La unidad de medición es el °API. Habrá limitación si hay 
presencia de potasio en el lodo. 
A continuación, se detallan a continuación algunos valores 
típicos de Gamma Ray para distintas formaciones: 
• Arena limpia: 60-80 
• Arena sucia: 100-150 
• Arcillas: 180-200 
• Anhidrita: 20-25 
• Halita: 10-20 
• Caliza: 10-20 
• Rocas Ígneas: 40-60 
El perfil de Rayos Gamma sirve para: 
• Identificar distintas litologías. 
• Definir límites entre capas productoras y arcillas. 
• Reflejar el contenido de arcillas en formaciones sedimentarias. 
• Correlacionar entre perfiles de pozo abierto y pozo entubado. 
Registro de densidad 
El registro de densidad se usa principalmente para registrar la porosidad de formación. 
Figura 1. Log de GR en el que se ven 
las líneas base de arena y arcilla. 
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Usando una técnica de registros de rayos 
gamma, mide la densidad de granos de la 
formación e indirectamente por medio de 
cálculos, podemos obtener la porosidad de la 
misma. Este es un proceso “inducido”, donde se 
“bombardea” con rayos gamma y se realiza un 
conteo de núcleos que retornan a la 
herramienta luego de atravesar las formaciones 
rocosas. 
La densidad de granos medida tiene una 
relación lineal con la porosidad para cada tipo 
de litología; por lo tanto, se puede graficar 
directamente en unidades de porosidad. 
La herramienta corre apoyada sobre la pared 
del pozo, por lo tanto, se encuentra afectada 
por las irregularidades del mismo. También se 
grafica una corrección por efectos de medio 
ambiente del pozo. Cuando la corrección es muy 
grande, por ejemplo, en cavernas, el registro es 
erróneo y por lo tanto no hay que tenerlo en 
cuenta en dichas zonas. 
La porosidad se calcula: 
∅ = (𝝆𝒎𝒂 − 𝝆𝒍𝒆𝒊𝒅𝒐)/(𝝆𝒎𝒂 − 𝝆𝒇𝒍𝒖𝒊𝒅𝒐) 
∅: Porosidad 
𝝆𝒎𝒂: densidad de la matriz de la roca 
𝝆𝒇𝒍𝒖𝒊𝒅𝒐: densidad del fluido de formación 
ρ arena: 2.65 
ρ caliza: 2.71 
ρ anhidrita: 2.95 
ρ fluido: 1 
La escala va de 2 a 3 gr/cc. 
La porosidad calculada puede resultar errónea si 
hay un cambio litológico imprevisto. Si, por 
ejemplo, se calcula en base a una columna 
litológica clástica con cierta ρ y aparece una 
intercalación de una caliza con porosidad 
secundaria, tal vez el resultado del numerador 
dé cero cuando con una adecuada densidad de 
matriz hubiese dado un cierto valor positivo y un resultado final distinto de cero. O bien, si existe 
una intercalación de lutitas con materia orgánica, su densidad será menor -por la presencia de 
Figura 3. Perfil LDT-GR 
Figura 2. Esquema de la herramienta LDT 
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cierta proporción de carbono en lugar de silicio- y supondremos que hay una porosidad 
interesante que en verdad no es tal. Otro caso particular está dado por los lodos densificados 
con baritina, que luego dan altas lecturas en las zonas de fracturas donde el BaSO4 se depositó. 
La herramienta tiene limitaciones cuando en la zona de interés el pozo tiene cavernas. También, 
en zonas que contienen elementos radioactivos, no registra correctamente. 
Aplicaciones: Evaluar la porosidad de la formación; identificar litologías; y en combinación con 
la herramienta de neutrón, identifica litologías y zonas de gas. 
Factor fotoeléctrico (PEF), Litodensidad 
El principio físico que utilizan las herramientas de litodensidad para obtener el índice de 
absorción fotoeléctrica (PEF), es la reacción que tienen las formaciones a la absorción 
fotoeléctrica de los rayos gamma de altas energías emitidos por la fuente radiactiva de cesio 137 
(137Cs) o cobalto 60 (60Co), al pasar estos a través de la materia. Dicho método consiste en la 
cuantificación de la capacidad del material existente en la formación de absorber radiación 
electromagnética mediante el mecanismo de absorción por efecto fotoeléctrico. 
El efecto fotoeléctrico es uno de los 3 mecanismos de absorción que pueden experimentar los 
rayos gamma al colisionar con las formaciones al igual que el Efecto Compton con el cual 
funcionan las herramientas de densidad. Lo que distingue al efecto fotoeléctrico es que este 
mecanismo de absorción ocurre cuando el nivel de energía con el que incide un fotón en la 
formación es bajo (menor a 100 KeV), lo suficientemente baja como para ser capturado y 
absorbido por las formaciones. Un fotón al colisionar con un electrón orbital le cede toda su 
energía en forma de energía cinética, provocando así que el electrón salga expulsado de su 
órbita y que el fotón incidente desaparezca, acelerando así al electrón a un nivel de energía muy 
similar al de incidencia del rayo gamma, menos la energía de liga que tiene el electrón con el 
medio ambiente. 
El grado de absorción o índice de 
absorción fotoeléctrica (Pe) de las 
formaciones es fuertemente 
dependiente del número atómico 
de los elementos que se 
encuentren constituyendo a las 
formaciones (Z) y de la energía 
incidente de los rayos gamma, 
por lo que la intensidad de dicho 
parámetro estará dada en 
función directa del número de 
electrones existentes por unidad de volumen (su densidad electrónica, ρe), y poco dependerá 
de la porosidad y de los fluidos que se encuentre en la roca. En términos geológicos se puede 
decir que dicho parámetro se encuentra relacionado a la composición química (mineralógica) de 
la roca e indirectamente a la litología. De esta manera, mientras más compactas (duras) sean las 
formaciones, mayor será su habilidad de absorberlos rayos gamma emitidos por la herramienta 
de litodensidad. Del mismo modo, mientras menos compactas (suaves) sean las formaciones, 
menor será su capacidad de absorber los rayos gamma. 
Figura 4.Esquema que representa el efecto fotoeléctrico. 
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Este parámetro responde principalmente a la matriz de la roca y de manera secundaria a la 
porosidad y al fluido contenido en los poros. 
Ya que el mecanismo de absorción por efecto fotoeléctrico no puede ser descrito con facilidad 
a un nivel de electrones, se puede definir al índice de absorción fotoeléctrica PEF de manera 
análoga al igual que el Efecto Compton, como la proporción de electrones por unidad de 
volumen de roca (en cm3) en base al tipo de material que se esté analizando, suponiendo que la 
formación se encuentra conformada por contribuciones elementales. Este puede quedar 
expresado por medio de la siguiente ecuación en unidades de barns/electrón. 
𝑷𝑬𝑭 = 𝒁𝟑.𝟔/𝟏𝟎 en donde Z (Número Atómico): El número de electrones en el átomo 
neutro (electrones/átomo) 
Se aplica para determinar principalmente la litología de la roca. Algunos valores de PEF para las 
litologías más comunes son: 
• Arena 1.8-2 
• Calizas 4.7-5.08 
• Dolomita 3.1-4.5 
• Halita (sal) 4.7 
• Anhidrita 5.05 
• Arcillas 1.8-6.3 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Perfil Neutrónico 
El registro de neutrones es un registro de tipo radiactivo al igual que los registros de densidad y 
PEF, sin embargo, la diferencia radica en que el registro de neutrones basa su principio de 
medición en emitir continuamente neutrones de alta energía por medio de una fuente radiactiva 
Figura 5. Ejemplo de un registro de porosidad en donde se encuentran plasmadas las 
curvas de densidad, el factor de corrección de densidad, la curva de efecto 
fotoeléctrico, así como una curva de espectroscopía de rayos gamma y un rayos 
gamma corregido junto la medición del diámetro del agujero por parte de un calliper 
(Modificado de Bassiouni, 1994). 
 
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colocada en la sonda. De esta manera los neutrones emitidos interactuarán con el hidrógeno de 
los fluidos que puedan estar contenidos en las formaciones, relacionando con ello las lecturas 
obtenidas directamente a la porosidad que contiene la roca. En otras palabras, se puede decir 
que el registro de neutrones responde principalmente a la cantidad de hidrógeno presente en 
la formación, lo que en un contexto geológico se encuentra relacionado a la riqueza de 
hidrógeno contenido en los fluidos alojados en los poros de las formaciones, o a lo que también 
se denomina el índice de hidrógeno de las formaciones (IH). Este parámetro se encuentra 
definido como la concentración total de hidrógeno por cm3 de material en la formación, entre 
la concentración total de hidrógeno en agua pura (IH= 1 para agua pura), lo cual puede quedar 
expresado mediante la ecuación: 
𝑰𝑯 =
𝒄𝒐𝒏𝒄𝒆𝒏𝒕𝒓𝒂𝒄𝒊ó𝒏 𝒅𝒆 𝑯 𝒆𝒏 𝒆𝒍 𝒎𝒂𝒕𝒆𝒓𝒊𝒂𝒍
𝒄𝒐𝒏𝒄𝒆𝒏𝒕𝒓𝒂𝒄𝒊ó𝒏 𝒅𝒆 𝑯 𝒆𝒏 𝒂𝒈𝒖𝒂 𝒑𝒖𝒓𝒂 𝒂 𝟕𝟓°𝑭
 
En otras palabras, el IH se puede definir como la fracción de agua dulce que pudiera contener la 
misma cantidad de hidrógeno. 
 
Figura 6. Ejemplo de un registro de neutrón SNP (Modificado de Gómez, 1975). 
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Los registros de neutrones son de las herramientas más importantes y confiables para la 
determinación de porosidades, saturaciones de fluidos e identificación de litologías. Sin 
embargo, tiene otras aplicaciones que son igual de importantes, y de entre las cuales destacan 
principalmente las siguientes: 
• Determinación de la porosidad. 
• Efecto de las arcillas e hidrocarburos. 
• Identificación de la litología (en combinación con otros registros). 
• Análisis del contenido de arcilla. 
• Detección de gas o hidrocarburos ligeros. 
• Evaluación de la densidad de los hidrocarburos. 
• Correlación entre pozos. 
Para formaciones limpias, en cuyos poros exista saturación por agua, gas o aceite, el registro de 
neutrones lo que hará será reflejar la cantidad de poros (el espacio poral) que se encuentran 
saturados con algunos de estos fluidos (su porosidad), mientras que si dicho registro se corre en 
combinación con las herramientas de densidad o algún otro registro de porosidad, así como 
también utilizando técnicas especiales de interpretación, el registro de neutrones podrá ser de 
gran utilidad en la detección de zonas productoras de gas, y algunos otros casos en conjunto con 
el registro de rayos gamma naturales, para realizar correlaciones entre pozos en estudios 
geológicos. 
Cualitativamente el registro de neutrones es un excelente discriminador entre aceite y gas, y 
geológicamente se puede utilizar para la identificación de evaporitas, minerales hidratados, así 
como también puede ser de utilidad en la identificación de rocas ígneas. De esta manera se 
puede decir que la combinación de los registros neutrónicos con 1 o más registros de porosidad 
permite reducir considerablemente la incertidumbre en la determinación de litologías y en la 
cuantificación de la porosidad de la formación, incluso en evaluaciones del contenido de arcilla. 
Existen variedades de perfiles neutrónicos y todos ellos nos permiten calcular la densidad y la 
porosidad de las formaciones atravesadas por el sondeo, usualmente en combinación con el 
Perfil de Densidad antes descripto. Todos ellos poseen dispositivos de compensación de lecturas 
análogos a los que tienen los perfiles de densidad, su velocidad de perfilaje es baja y su 
profundidad de investigación también de unos 15 cm. La información registrada suele indicarse 
en unidades API: 1/1000 de una caliza radiactiva de Indiana (Estados Unidos). 
La escala que se utiliza con más frecuencia en el registro de neutrones es de 0 a 10%, 0 a 15% o 
bien, también puede ir de un 45 a un 15% de izquierda a derecha. Los registros de neutrones se 
encuentran calibrados en formaciones de caliza limpias, por lo que será solo en este tipo de 
litología que se obtengan directamente las porosidades verdaderas de la formación a partir de 
las lecturas en el registro. Una arenisca saturada de agua y con un 20% de porosidad, por 
ejemplo, se verá reflejada de diferente manera en el registro de neutrón en comparación con 
una caliza saturada de agua y con un 20% de porosidad. También, la determinación exacta de la 
porosidad resulta más difícil de obtener si se desconoce la litología de la matriz, o bien si ésta 
consiste de 2 o más minerales en proporciones desconocidas. La presencia de hidrocarburos 
ligeros en los poros de las rocas también provocaque la respuesta del registro varíe de manera 
notable de aquella que se obtiene del agua. Incluso el tipo de estructura porosa en la roca afecta 
la respuesta de las herramientas de neutrones. Para determinar cualquiera de estas 
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complicaciones son necesarios más datos que aquellos que proporciona un solo registro de 
porosidad. 
Es habitual combinar el Perfil Neutrónico con el Perfil de Densidad, donde el cruce de ambos 
suele indicar la presencia de gas. Esto es así porque en las capas gasíferas el neutrónico mide 
menos dado que disminuye el conteo de neutrones: el índice de hidrógeno es menor ya que 
existe una menor densidad de éste en el gas que en el agua o el petróleo. Pero, en cambio, el 
perfil de Densidad mide más porque por defecto se asigna en la fórmula de porosidad una 
densidad de fluido correspondiente al agua de formación (mayor que la del gas, de alrededor de 
1,1), densidad que aparece restando en este caso por exceso en el denominador. Frente a las 
arcillas, en cambio, sólo sube la medida del perfil neutrónico, ya que el agua poral aumenta el 
índice de hidrógeno y por lo tanto el conteo de neutrones. 
También debe tenerse presente que los iones Cl- de las aguas del subsuelo capturan muchos 
neutrones, reforzando el efecto del hidrógeno, razón por la que finalmente resulta sobrestimada 
la porosidad formacional. 
 
Figura 7. Aquí se representa una combinación básica de perfiles que se usan generalmente: GR, resistividad, neutrón 
y densidad. En el track 1, la respuesta de GR distingue el valor bajo de las arenas del valor alto de las arcillas. En la 
siguiente columna, se grafica la profundidad donde estuvo la sonda de registración. En el track 2, dentro de la 
formación de areniscas, la resistividad es alta donde los hidrocarburos están presentes y bajas donde hay salmueras. 
En el track 3, los perfiles de densidad y neutrón proveen una medida de porosidad. En la zona de hidrocarburos, la 
separación de las curvas indica la presencia de gas.