07 Perfilaje de pozos_Perfiles eléctricos

Vista previa del material en texto

Universidad Nacional de Salta – SRT 1 
Tecnicatura e Ingeniería en Perforaciones 
Geofísica Aplicada 
______________________________________________________________________________________________ 
_____________________________________________________________________________
Prof. Adj. M. Laura Gigena 
JTP Pamela R. Murillo 
PERFILAJE DE POZOS 
Vamos a abordar aquí las aplicaciones geofísicas en pozos, de carácter muy específico e 
interrelacionadas. Constituyen servicios geofísicos casi siempre solicitados por la exploración y 
explotación de hidrocarburos, aunque también, en mucho menor proporción, como 
herramientas auxiliares en la búsqueda de aguas subterráneas, minería, geotermia, entre otras. 
El perfilaje o registro de pozo es la medición, en función de la profundidad o del tiempo, o de 
ambos parámetros, de una o más magnitudes físicas en o alrededor de un pozo. El término 
proviene de la palabra inglesa "log" utilizada en el sentido de registro o nota. Los registros con 
cable se obtienen en el 
fondo del pozo, se 
transmiten a través de 
un cable a la superficie 
y allí se registran. Los 
registros de 
mediciones durante la 
perforación (MWD) y 
los registros adquiridos 
durante la perforación 
(LWD) también se 
obtienen en el fondo 
del pozo y son 
transmitidos a la 
superficie mediante 
pulsos de lodo, o bien 
se registran en el fondo 
del pozo y se recuperan 
posteriormente 
cuando el instrumento 
se lleva a la superficie. 
Los registros de lodo 
que describen 
muestras de recortes 
perforados se obtienen 
y se registran en la 
superficie. 
Algunas de las principales aplicaciones de los perfiles de pozos son: 
• Correlación de pozo a pozo 
• Identificación de capas permeables 
• Identificación de litologías 
• Identificación de estructuras 
• Evaluación de porosidad 
• Evaluación de tipos de fluidos 
• Cálculo volumétrico de petróleo y gas in situ 
• Conversión de tiempo-profundidad 
Figura 1. Dos operarios ensamblando una herramienta para perfilar. 
https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/r/record.aspx
https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/w/wireline.aspx
https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/w/wireline.aspx
https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/m/measurements-while-drilling.aspx
https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/m/measurements-while-drilling.aspx
https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/m/measurements-while-drilling.aspx
https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/m/measurements-while-drilling.aspx
https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/l/logging_while_drilling.aspx
https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/l/logging_while_drilling.aspx
https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/m/mud.aspx
https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/c/cuttings.aspx
https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/c/cuttings.aspx
Universidad Nacional de Salta – SRT 2 
Tecnicatura e Ingeniería en Perforaciones 
Geofísica Aplicada 
______________________________________________________________________________________________ 
_____________________________________________________________________________
Prof. Adj. M. Laura Gigena 
JTP Pamela R. Murillo 
De los datos de perfiles se puede extraer (evaluación cuantitativa de perfiles): 
• Porosidad 
• Litología 
• Volumen de arcilla 
• Saturación de agua (sw) 
• Saturación de petróleo y gas (1-sw) 
• Detección de gas y petróleo 
• Estimación de permeabilidad 
• Composición y textura de rocas 
La frecuencia con que se utiliza la práctica de los perfiles geofísicos en sondeos favorece el 
desarrollo simultáneo de técnicas de interpretación con respuesta inmediata ante las 
necesidades de la prospección (identificación de capas productivas) y otras, que se integran a 
las técnicas geológicas y geofísicas para el desarrollo de modelos de exploración, y desembocan 
en la ejecución de nuevas perforaciones. 
Los perfiles geofísicos de pozo son sensores de distintas propiedades físicas (resistividad, 
radiación natural, tiempo de tránsito, potenciales, constantes dieléctricas) vinculados de algún 
modo con procesos geológicos. 
A partir del concepto de los gráficos X - Y, mediante técnicas matemáticas las compañías del 
medio han elaborado una serie de procedimientos tendientes a resolver los problemas 
geológicos a través de los perfiles. 
Reseña Histórica 
• Perfil de temperatura: es el más antiguo (hay datos desde 1669), pero recién en 1924 
Van Orstend mide con termómetros de máxima. 
• En 1927 C. y M. Schlumberger miden resistividad en pozo (utilizan un dispositivo lateral, 
y hacia fines de ese año utilizan un dispositivo laterolog). 
• En 1928 C. y M. Schlumberger descubren el potencial espontáneo (SP). 
• En 1932, Kinley realizó las primeras mediciones de calibre de pozo. 
• En 1935, Well Surveys Inc. introduce el perfil de rayos gamma (GR). 
• A mediados de la década del 1930 se realizan las primeras pruebas del perfil de 
buzamiento. 
• En 1941 se desarrolló el perfil neutrónico por inicitiva de Well Surveys Inc. 
• En 1954 Seismograph Service Corp. se introdujo la medición contínua de ondas elásticas 
(perfil sónico o acústico), cuyo desarrollo inició Humble Oil and Refinig Co. en 1948. 
• En 1949 Schlumberger desarrolló el primer perfil de inducción enfocado. 
• En 1954, Dresser Atlas introdujo la primera herramienta comercial paradeterminar 
densidad y porosidad de las rocas (perfil de densidad). 
Universidad Nacional de Salta – SRT 3 
Tecnicatura e Ingeniería en Perforaciones 
Geofísica Aplicada 
______________________________________________________________________________________________ 
_____________________________________________________________________________
Prof. Adj. M. Laura Gigena 
JTP Pamela R. Murillo 
 
Figura 2. Tabla donde se muestra el desarrollo de las herramientas para perfilaje de pozo desde los años 50s hasta los 
90s (modificado de Prensky, 1994) 
Propiedades de las rocas 
Antes de hablar de los métodos, recordaremos algunos conceptos útiles. 
Un método de buenos resultados para clasificar las rocas en la interpretación de perfiles emplea 
la clasificación química. Este método es muy útil por varias razones, muchas respuestas de los 
sistemas de perfilaje reflejan las propiedades químicas y físicas de las rocas, debido a que los 
perfiles están calibrados en medios casi puros. 
De acuerdo a la composición química de las rocas, las areniscas son SiO2; por lo tanto, cualquier 
otro SiO2 aparece en los perfiles de pozo como arenisca. Dado que esta clasificación tiene una 
base química exclusivamente y no se basa en el tamaño del grano, el limo se considera como 
una arenisca de grano muy pequeño. La ftanita, roca criptocristalina, compacta, compuesta 
esencialmente de calcedonia y/o cuarzo, con fractura arcillosa o concoidea, se clasifica como 
una arenisca, aunque la estructura cristalina es diferente; y como tal aparece en los perfiles de 
pozos. 
La caliza es carbonato de calcio (CaCO3) Dado que la creta aparece en los perfiles como 
carbonato de calcio, se clasifica como una caliza. La dolomita (CaCO3MgCO3) difiere 
grandemente de la caliza en las lecturas del perfilaje. Físicamente la dolomita difiere mucho de 
la caliza en densidad, dureza y otras propiedades. 
Las tres rocas siguientes son diferentes a la arenisca, caliza y dolomita ya mencionadas y son de 
menor importancia. La anhidrita es sulfato de calcio. El yeso es sulfato de calcio más agua 
cristalizada. El agua en el yeso produce una gran diferencia entre las dos respuestasdel perfil. 
Universidad Nacional de Salta – SRT 4 
Tecnicatura e Ingeniería en Perforaciones 
Geofísica Aplicada 
______________________________________________________________________________________________ 
_____________________________________________________________________________
Prof. Adj. M. Laura Gigena 
JTP Pamela R. Murillo 
La halita es la sal de mesa común (NaCl) y se registrará como NaCl. La única rareza aparente en 
el sistema es la lutita, la cual en realidad es arcilla, y se clasifica como arcilla. En la práctica, no 
hay necesidad de diferenciar entre los varios minerales de arcilla que forman las lutitas. 
Unos pocos tipos de rocas han sido omitidos, pero no se consideran importantes. Por ejemplo, 
un conglomerado no es nada más que una variación del tamaño del grano de una arenisca; las 
calizas con granos esféricos, regulares no son clasificadas como areniscas sino como calizas. 
Propiedades de las rocas del reservorio 
Una evaluación del potencial de las rocas del reservorio requiere fundamentalmente tres datos: 
• La capacidad de la roca para contener fluidos; 
• La relativa cantidad de esos fluidos y 
• La habilidad de esos fluidos para fluir de la roca hacia el pozo. 
Porosidad. La porosidad primaría, generalmente granular, es la porosidad desarrollada en los 
procesos de sedimentación mediante los cuales 
se originaron las rocas. Para todos los fines 
prácticos, la porosidad es la parte no sólida de la 
roca llena con fluido. 
La porosidad se indica en términos de 
porcentaje, mientras que en los cálculos 
siempre es un número menor que uno. La 
porosidad por definición es el volumen de la 
parte no sólida de la roca (llena con fluido) 
dividido por el volumen total. 
La porosidad más alta normalmente esperada es 
de 47,6%. En realidad, porosidades mayores que 
el 40% son raras. Estas pueden encontrarse en arenas de la superficie que no están ni 
compactadas ni consolidadas. 
La reducción de la porosidad está relacionada con la distribución de los tamaños de granos, es 
decir, cuando existen granos pequeños que encajan mejor con los granos grandes. También, las 
formas no esféricas encajan mejor unas con otras. 
En general, las porosidades tienden a ser más bajas en las rocas más viejas y más profundas. 
Esta reducción de la porosidad es debida principalmente a la sobrecarga de los sedimentos, a 
las fuerzas que actuaron a través del tiempo sobre la roca, y a la cementación. Hay muchas 
excepciones a esta regla general cuando las condiciones de sobrecarga de los sedimentos, 
normalmente no prevalecen. Las lutitas siguen mucho más la tendencia porosidad-profundidad 
que las areniscas, excepto que las porosidades son normalmente bajas en las lutitas. 
La porosidad secundaria es originada por procesos distintos que aquellos que originan la 
cementación primaria y la compactación de los sedimentos. Un ejemplo de porosidad 
secundaria puede encontrarse en la disolución de caliza o dolomita por las aguas subterráneas, 
un proceso que da lugar a cavernas. La fracturación y dolomitización también crean porosidad 
secundaria. La dolomitización es el resultado de la reducción del volumen sólido a medida que 
el material se transforma de caliza a dolomita (de menor tamaño molecular). 
Figura 3. Porcentaje de porosidad según el 
ordenamiento de las partículas. 
Universidad Nacional de Salta – SRT 5 
Tecnicatura e Ingeniería en Perforaciones 
Geofísica Aplicada 
______________________________________________________________________________________________ 
_____________________________________________________________________________
Prof. Adj. M. Laura Gigena 
JTP Pamela R. Murillo 
En la mayoría de los casos, la porosidad secundaria resulta ser de mayor permeabilidad que la 
porosidad granular primaria. 
Saturación. La saturación de un fluido dado en un espacio poral es la relación que existe entre 
el volumen del fluido y el volumen del espacio poral total. Por ejemplo, una saturación en agua 
del 10% significa que 1/10 del espacio poral está lleno con agua. 
La porosidad es la capacidad para contener fluido; la saturación es el porcentaje o fracción de 
esta capacidad total que realmente contiene un fluido en particular. La porosidad, la saturación 
de hidrocarburos, el espesor de la roca del reservorio y la extensión areal de la misma 
contribuyen al total de hidrocarburos existentes “in situ”. Estos parámetros establecen el 
potencial económico de un reservorio dado. 
Del total de metros cúbicos de petróleo o millones de metros cúbicos de gas presentes en un 
reservorio, sólo se produce un porcentaje dependiendo éste de la eficiencia de la recuperación. 
Este factor de recuperación, normalmente determinado por la experiencia se encuentra 
típicamente entre el 20% y 50%. El petróleo producido debe ser capaz de pagar el costo de la 
perforación, entubación y otros gastos diversos como también suministrar una utilidad. 
Permeabilidad. La permeabilidad se refiere a la facilidad con la cual los fluidos fluyen a través de 
una formación. No es suficiente tener petróleo o gas en una formación, los hidrocarburos deben 
fluir desde el reservorio al pozo para ser recuperados en la superficie. La permeabilidad es una 
característica típica de la roca. Para determinar la permeabilidad de una formación, deben 
conocerse varios factores: el tamaño y forma de la formación, las propiedades del fluido, la 
presión ejercida sobre él y el caudal del mismo. Cuanto mayor sea la presión ejercida sobre el 
fluido mayor será la velocidad de flujo. Cuanto mayor sea la viscosidad del fluido mayor será la 
dificultad para atravesar la roca. 
Las permeabilidades normalmente encontradas en rocas de reservorio van de menos de un 
milidarcy a alrededor de 50.000 milidarcy. La permeabilidad de cualquier roca está gobernada 
primariamente por el tamaño de los poros. A mayor tamaño de los poros mayor permeabilidad. 
Por ejemplo, un tubo de un diámetro de 4 pulgadas tendrá una permeabilidad mayor que un 
conjunto de tubos de l/4"con la misma sección transversal. 
La tortuosidad de la trayectoria del fluido desde un extremo al otro de la roca también determina 
la permeabilidad. Esto es debido a que el fluido fluye 
alrededor de los granos de arena, más bien que en una línea 
recta desde un extremo al otro del testigo de la roca. 
Aunque hay una tendencia general al aumento de 
permeabilidad con la porosidad esto no es necesariamente 
válido para cualquier situación dada. 
La permeabilidad que considera un solo fluido en los poros es 
llamada permeabilidad absoluta. 
La permeabilidad efectiva de una roca para un fluido dado se 
refiere a la permeabilidad medida cuando más de un fluido se 
encuentra presente dentro de esa roca, siendo los fluidos 
inmiscibles. La permeabilidad efectiva es menor que la 
Figura 4. Esquema mostrando la 
diferencia entre la permeabilidad 
absoluta y efectiva. 
Universidad Nacional de Salta – SRT 6 
Tecnicatura e Ingeniería en Perforaciones 
Geofísica Aplicada 
______________________________________________________________________________________________ 
_____________________________________________________________________________
Prof. Adj. M. Laura Gigena 
JTP Pamela R. Murillo 
permeabilidad absoluta debido a que la presencia de un segundo fluido reduce el tamaño de los 
espacios disponibles para la fluencia del fluido. 
En el caso de un reservorio donde está presente solamente el agua, la permeabilidad medida 
será la absoluta. En el caso donde están presentes el petróleo yel agua y el petróleo es el que 
fluye, la permeabilidad efectiva del petróleo será menor que la permeabilidad absoluta. Esto es 
debido a que el agua reduce el tamaño de 
los diámetros efectivos de los poros a 
través de los cuales está fluyendo el 
petróleo. 
La permeabilidad relativa es la relación de 
la permeabilidad efectiva de un fluido 
determinado a la permeabilidad absoluta. 
Las curvas de la permeabilidad relativa 
reflejan la capacidad de la roca para 
producir los fluidos dados mostrando la 
permeabilidad de aquellos fluidos en 
función de la saturación. Así, una curva típica de permeabilidad relativa, mostrará que para una 
saturación de agua baja solamente fluirá el petróleo. 
Presión capilar. Las rocas que forman los reservorios están compuestas de muchos capilares de 
tamaño variado. La presión capilar es el fenómeno por el cual el agua o cualquier líquido 
humectante penetra dentro del capilar. Cuanto más delgado es el capilar, más es la altura que 
el líquido alcanza. 
Potencial espontaneo (SP) 
La curva de SP registra el potencial 
eléctrico (voltaje) producido por la 
interacción del agua de formación, 
el fluido de perforación y ciertas 
rocas (lutitas). Se la utiliza en 
forma cualitativa. 
La medición resulta de la 
diferencia de potencial que se 
genera por el movimiento de iones 
tales como Cl- y Na+ entre el agua 
de formación, el lodo y las arcillas. 
Tanto los iones de Na+ como los 
iones de Cl- se moverán de las 
soluciones más concentradas a las 
menos concentradas. Este 
movimiento de iones cargados 
constituye una corriente eléctrica, 
y la fuerza que causa que se 
muevan constituye un potencial a 
través de las arcillas, que es el 
medido por la herramienta. 
Figura 6. Interacción del lodo de perforación con el agua de formación y 
las lutitas que generan un potencial natural. 
Figura 5. Curva de permeabilidad relativa del petróleo y el 
agua. 
Universidad Nacional de Salta – SRT 7 
Tecnicatura e Ingeniería en Perforaciones 
Geofísica Aplicada 
______________________________________________________________________________________________ 
_____________________________________________________________________________
Prof. Adj. M. Laura Gigena 
JTP Pamela R. Murillo 
Frente a las arcillas la curva de SP se define como una línea recta llamada línea base de arcillas. 
Frente a formaciones permeables la curva muestra deflexiones con respecto a la línea base de 
arcillas. 
Este perfil se realiza solamente a pozo abierto (sin entubar). Su uso está restringido a ciertas 
salinidades de lodo. No se podrá usar cuando la salinidad del lodo es igual a la salinidad del agua 
de formación (ya que no marcaría actividad). Igualmente, NO se podrá usar cuando tenemos 
lodos inversos (base petróleo). 
La unidad de medición es el mV, y en los perfiles la escala va de –20 a 80 mV. Lo importante no 
son los valores de medición sino la deflexión relativa entre una capa y otra. 
Si la salinidad del lodo es mayor que la del agua de formación, la desviación de la curva de SP en 
una capa permeable será hacia la derecha de la “línea base de lutitas”. 
Si la salinidad del lodo es menor que la del agua de formación, la desviación de la curva de SP en 
una capa permeable será hacia la izquierda de la “línea base de lutitas”. 
 
Figura 7. Comportamiento de la curva de SP. 
El SP permite: 
• Diferenciar espesores permeables. 
• Correlación de capas. 
• Proporcionar indicación de arcillosidad. 
• Ayuda a identificar litologías (arena-arcillas). 
• Determinar resistividad del agua de formación (con limitaciones). 
Registros de resistividad 
La resistividad de la formación es un parámetro muy importante para determinar la saturación 
de hidrocarburos. La corriente puede pasar por una formación sólo debido al agua conductiva 
Universidad Nacional de Salta – SRT 8 
Tecnicatura e Ingeniería en Perforaciones 
Geofísica Aplicada 
______________________________________________________________________________________________ 
_____________________________________________________________________________
Prof. Adj. M. Laura Gigena 
JTP Pamela R. Murillo 
que contenga dicha formación, por lo tanto, éstas tienen resistividades mensurables debido al 
agua contenida en sus poros. 
La resistividad de una formación depende de la salinidad del agua de formación, la saturación 
de agua presente en la roca y la porosidad de la roca. 
La resistividad de la formación se mide ya sea al mandar corriente a la formación y medir la 
facilidad con que fluye, o al inducir una corriente eléctrica a la formación. Las herramientas 
miden la resistividad a diferentes profundidades de investigación, desde el eje de la herramienta 
hasta un punto en el interior de la formación, cuya distancia lateral puede ser de hasta 2 metros. 
Se emplean principalmente para detección de fluidos en capas permeables y correlación. 
Conociendo ciertos parámetros de la formación, como resistividad del agua de formación, 
porosidad, etc, se puede calcular la saturación de agua. 
La presentación del registro eléctrico convencional que es comúnmente empleado en la 
industria está representado por el uso de 2 curvas normales con distintos espaciamientos en los 
electrodos (normal y normal larga), lo que les permite poder tener distintas profundidades de 
investigación en las formaciones, así como también el uso de una curva lateral. Esto se lleva a 
cabo con el objetivo de poder evaluar efectivamente las 3 zonas que comprenden la invasión 
del filtrado de lodo, así como también para identificar oportunamente los limites o capas que 
sean de gran espesor y el contenido de fluidos que estos puedan tener o bien, aquellos limites 
o capas que sean muy delgadas pero que tengan características de poder estar almacenando 
hidrocarburos. En el ejemplo de un registro eléctrico tal como se muestra en la figura 8, se puede 
observar cómo se grafican las curvas y cómo están representadas las unidades de medición de 
las herramientas. Tanto para los arreglos normales como para los arreglos laterales, la escala 
que más frecuentemente se utiliza es de resistividades de 0 a 20 ohm·m sin embargo, si las 
resistividades sobrepasan esta escala, se da un salto de ciclo y se comienzan a utilizar escalas de 
0 a 200 ohm·m. 
Cuando se están evaluando las formaciones por medio de este tipo de información hay que 
tener en cuenta que puede o no ocurrir invasión del filtrado del lodo en las capas permeables. 
Por lo tanto, es tarea de analista del registro poder observar y diferenciar estas particularidades. 
En el caso de la figura anterior se observa que las resistividades de la curva normal son mayores 
a las resistividades de la normal larga a pesar de que sean intervalos con contenido de agua 
salada, por lo tanto, los valores más representativos de Rt los podemos obtener de las curvas de 
mayor investigación que en este caso serán la normal larga y la lateral o inversa. 
Objetivos de Interpretación: 
• Resistividad Verdadera (en zona virgen) de la Formación, Rt 
• Saturación de Fluidos Sw (vía Ecuación de Archie) 
• Indicación de zonas permeables 
• Detección de Geopresiones 
• Diámetro de Invasión 
• Correlación 
Factores que pueden afectar la medición: 
• Diámetro del hoyo, si es de más de 12" 
Universidad Nacional de Salta – SRT 9 
Tecnicatura e Ingeniería en Perforaciones 
Geofísica Aplicada 
______________________________________________________________________________________________ 
_____________________________________________________________________________Prof. Adj. M. Laura Gigena 
JTP Pamela R. Murillo 
• Espesor de la capa 
• Invasión, dependiendo de la salinidad del lodo. 
 
Figura 8. Ejemplo de registro de resistividad. 
Universidad Nacional de Salta – SRT 10 
Tecnicatura e Ingeniería en Perforaciones 
Geofísica Aplicada 
______________________________________________________________________________________________ 
_____________________________________________________________________________
Prof. Adj. M. Laura Gigena 
JTP Pamela R. Murillo 
Según el tipo de lodo empleado en el pozo, se corren distintas herramientas: La herramienta 
LATEROLOG se recomienda cuando se usan lodos salados, mientras que las de INDUCCIÓN, se 
usan con lodos dulces o base petróleo. 
La herramienta llamada DUAL LATEROLOG, trabaja en forma circunferencial y mide dos 
resistividades, una profunda y una media, cuyas profundidades de investigación dependen en 
gran medida del diámetro del pozo y de la salinidad del lodo. La profundidad de investigación: 
60 pulgadas. 
 
Figura 9. Distribución de los electrodos de la sonda Dual Laterolog y la forma de las líneas de flujo de corrientes. El 
Dual Laterolog provee dos medidas de resistividad con diferentes profundidades de investigación dentro de la 
formación: profunda (LLd) y somera (LLs). En ambos dispositivos, se inyecta una corriente (A0) horizontalmente en la 
formación, usando corrientes enfocadas (A1– A2, A’1-A’2); los electrodos que monitorean (M1, M2, M’1, M’2) son parte 
del circuito que ajustan las corrientes enfocadas para que ninguna corriente fluya en el pozo entre los dos electrodos. 
Los perfiles de inyección de corriente funcionan bien en pozos que contienen fluidos de perforación conductivos (poco 
o muy salinos), pero no son corridos cuando el lodo es extremadamente dulce o es inverso (en base a hidrocarburos y 
no agua), ni cuando se perfora con aire. En estos últimos casos, al haber muy poca o nula conducción -es decir, mal 
contacto eléctrico- entre la herramienta y la roca, debemos recurrir a los perfiles de inducción. 
Este registro presenta grandes deflexiones en sus mediciones (amplitud entre valores mínimos 
y máximos) de una capa permeable que contiene fluido a otra capa no porosa. Por lo tanto, los 
registros se representan en escala logarítmica, de 0.2 Ohm a 2000 Ohm. 
Universidad Nacional de Salta – SRT 11 
Tecnicatura e Ingeniería en Perforaciones 
Geofísica Aplicada 
______________________________________________________________________________________________ 
_____________________________________________________________________________
Prof. Adj. M. Laura Gigena 
JTP Pamela R. Murillo 
 
Figura 10. Curvas de LLd y LLs graficadas en una escala logarítmica, junto con un perfil de GR. 
Perfil de Microrresistividad 
Basado en el principio de inyección de corriente, es una herramienta que se corre montada en 
un patín que va siendo movido contra la pared del pozo. El objetivo es hacer mediciones de la 
resistividad a muy poca profundidad, esto es, en la zona lavada. Sus mediciones pueden verse 
afectadas por un pozo con mal calibre, registrando el valor de la resistividad del lodo -y no de la 
formación- allí donde existan cavernas. 
La determinación de un buen valor de Rt a partir del registro eléctrico convencional se 
encuentra sujeto a llevar a cabo un gran número de correcciones por condiciones ambientales 
Universidad Nacional de Salta – SRT 12 
Tecnicatura e Ingeniería en Perforaciones 
Geofísica Aplicada 
______________________________________________________________________________________________ 
_____________________________________________________________________________
Prof. Adj. M. Laura Gigena 
JTP Pamela R. Murillo 
dentro de pozo. En mayor medida, dentro de los registros eléctricos, son de particular 
importancia aquellos casos en donde exista un filtrado de lodo dominante en las formaciones 
ya que, la resistividad del filtrado del lodo puede en muchas ocasiones afectar la respuesta 
óptima del registro eléctrico. Por ello, el poder obtener Rxo de la zona de invasión es importante 
por varios motivos: 
• Cuando la invasión es de moderada a alta, el conocimiento de Rxo permite realizar las 
correcciones respectivas para determinar Rt por efectos de invasión. 
• Algunos métodos computacionales para obtener la saturación de agua de la zona virgen, 
necesitan conocer el radio de filtración que se lleva a cabo dentro de la formación 
(Rxo/Rt ). 
• En formaciones limpias, el valor del factor de formación y de la porosidad de la roca 
o yacimiento, puede ser medido o calculado a partir de Rxo. 
Debido a estas particularidades es que se creó la herramienta Microlog, la cual nos permite 
obtener una buena determinación de Rxo al tener una profundidad de investigación muy baja 
debido a que el filtrado de lodo sólo se extiende unas pulgadas en las formaciones. 
La herramienta para poder obtener las curvas de microresistividad, obedece en gran medida a 
la forma en que los electrodos pueden combinarse. Podemos obtener 2 curvas: 
• Microlateral o microinversa: Los valores de resistividad aparente (Ra) que serán 
registrados, equivalen a porciones de formación entre los 2.5 y los 5 cm medidos desde 
el electrodo A y se les denomina resistividades tipo R1x1. 
• Micronormal: Esta curva, tiene una profundidad de investigación mayor que la 
microlateral. Las resistividades aparentes se designarán como tipo R2 y empiezan a 
partir de los 5 cm medidos desde 
el electrodo A hacia la formación. 
En la figura 11 podemos ver un 
ejemplo, en la que se puede ver la 
formacion de revoque o mudcake 
en donde hay una separación 
positiva entre las curcas de 
microlog inverso y microlog 
normal (el revoque es resistivo). 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 11. Ejemplo de un registro de microresistividad (tomado de 
“Registros en Hoyo Desnudo y Entubado” CIED-PDVSA, 1999) 
Universidad Nacional de Salta – SRT 13 
Tecnicatura e Ingeniería en Perforaciones 
Geofísica Aplicada 
______________________________________________________________________________________________ 
_____________________________________________________________________________
Prof. Adj. M. Laura Gigena 
JTP Pamela R. Murillo 
Perfil de Buzamiento (Dipmeter) 
El registro calliper es uno de los registros más importantes que existen en la industria ya que 
tiene la finalidad de poder medir con precisión las variaciones que pudiesen existir o se 
pudiesen presentar en la forma y tamaño del pozo a medida que éste se va perforando, esto con 
la finalidad de poder identificar posibles derrumbes, acortamientos, cavernas y zonas 
permeables en las formaciones. Las mediciones básicas son realizadas por medio de 2 brazos 
articulados integrados a las herramientas de registros, aunque las mediciones más complejas y 
utilizadas hoy en día, se realizan por medio de 4 brazos articulados en las herramientas de 
medición de DIPMETER y en la herramienta de medición de la geometría de pozo (BGT) de la 
cuales, entre sus principales aplicaciones destacan el poder obtener 2 callipers simultáneos, de 
manera que se obtienen datos más precisos de la forma y el diámetro del pozo. 
Los brazos de las herramientas están simétricamente colocados a los costados de las sondas 
de toma de registros (algunas de las cuales se abarcan adelante), y van pegados o unidos por 
un sistema mecánico o hidráulico a las paredes del pozo de donde se puedenleer las 
variaciones resistivas por medio de un potenciómetro a medida que la herramienta sube a 
superficie. Éstas variaciones en el diámetro o la forma del pozo provocan en la herramienta que 
los brazos se abran o cierren más de lo “normal” (entendiéndose como normal el diámetro 
original del pozo que viene siendo el diámetro de la barrena), reflejándose en la señal como 
cambios en la resistencia medida por el potenciómetro en ohm*m el cual, por medio de una 
calibración posterior en superficie, permite escalar las variaciones medidas por cambios en el 
diámetro del pozo. 
El dipmeter es otro perfil basado en la inyección de 
corriente continua, con una herramienta (a la derecha) 
similar a la microrresistiva, pero en este caso 
multiplicada por cuatro. De modo que las lecturas de 
estos cuatro patines ortogonales se combinan en un 
procesamiento que toma en cuenta la información 
giroscópica (de modo de tener en todo momento la 
orientación del conjunto), para entonces poder calcular 
datos de rumbo e inclinación de los estratos, tipos de 
estructuras sedimentarias, fracturas menores o fallas. 
Actualmente se suele correr una herramienta con seis 
patines. 
Como se logra apreciar en la Figura, los registros de medición de buzamientos consisten de una 
variable dependiente (la profundidad) y 
2 variables independientes (el 
buzamiento y el azimut de las 
formaciones), lo que complica en 
algunos casos una buena interpretación 
grafica de los registros. Por ello, la forma 
más común o estándar que se desarrolló 
para poder interpretar estos datos 
Figura 12. Herramienta de buzamiento con 
seis patines 
Figura 13. Ejemplo de dipmeter 
Universidad Nacional de Salta – SRT 14 
Tecnicatura e Ingeniería en Perforaciones 
Geofísica Aplicada 
______________________________________________________________________________________________ 
_____________________________________________________________________________
Prof. Adj. M. Laura Gigena 
JTP Pamela R. Murillo 
brindados por las herramientas es por 
medio de gráficos tapdole o llamados de 
otra manera como gráficos de flechas o 
de renacuajo. Estos se encuentran 
constituidos principalmente por 
columnas al igual que los registros 
estándar siendo la escala vertical la 
profundidad a la que se esté registrando, 
mientras que la escala horizontal estará 
constituida por divisiones que van desde 
los 0° a los 90° haciendo referencia a los 
distintos buzamientos que se puedan 
tener en las formaciones. En esta 
columna es que se irán graficando los 
buzamientos por medio de pequeños puntos negros cuya posición representa las coordenadas 
de la profundidad en la escala horizontal, así como el buzamiento que se tenga de la capa en la 
escala horizontal del registro, mientras que su azimut estará representado por una pequeña 
línea recta con una flecha (de ahí el nombre de gráfico de flecha) en su extremo superior que 
sale desde el centro del punto y con 
una orientación relativa a laslíneas 
verticales del mallado las cuales 
representan al norte geográfico o bien 
una pequeña línea sin flecha siendo 
estos la representación tapdole de las 
mediciones. 
El uso de este tipo de simbología para 
los echados y azimuts de las 
formaciones dependerá sin embargo 
en gran medida de la “calidad” con la 
cual se esté adquiriendo el registro, 
permitiendo que existan muchos 
casos en que se varíe el símbolo por 
figuras triangulares o bien por pequeños cuadros con sus respectivas líneas de azimut. Un punto 
negro con su respectiva línea de azimut representará una buena calidad de las mediciones 
realizadas y por lo tanto una buena interpretación estructural de las capas, mientras que un 
punto blanco o también denominado vacío indicará que la calidad de las mediciones es incierta 
y por ende no tan confiable. La presencia de un asterisco (*) en el registro por otro lado, indicará 
que el cálculo de la herramienta fue imposible debido a condiciones en el agujero o bien por una 
mala velocidad. Del mismo modo pueden ser usados los colores como indicadores de calidad 
dentro de la simbología del registro y de ser así el caso, éstos se deben detallar en el encabezado 
del registro. 
Perfil de Imágenes de Pozo 
Las técnicas de adquisición de imágenes de pozo como registro geofísico operado por cable 
(wireline), surgieron poco antes de que acabara la década de los 50´s y mucho después de que 
se desarrollaran los lodos base aceite como fluido de perforación en las exploraciones 
petroleras. En ellos las mediciones realizadas a las formaciones ya no son por medio de solo un 
Figura 14. Esquema de dipmeter para un pozo que atraviesa un 
sinclinal 
Figura 15. Esquema de dipmeter para un pozo que atraviesa una 
falla 
Universidad Nacional de Salta – SRT 15 
Tecnicatura e Ingeniería en Perforaciones 
Geofísica Aplicada 
______________________________________________________________________________________________ 
_____________________________________________________________________________
Prof. Adj. M. Laura Gigena 
JTP Pamela R. Murillo 
sensor (o electrodo) como lo hacen algunas herramientas de medición de echados sino que 
ahora, se adquieren las mediciones por medio de arreglos de sensores o electrodos acoplados 
por cada patín en herramientas tales como la FMS, la FMI, la EMI y la STAR. 
Siguiendo la misma lógica operativa del perfil de Buzamiento, se agregan más patines (hasta 
tener 48 ó más) y se consigue una densidad de muestreo radial tal que permite transformar esos 
numerosos perfiles microrresistivos en una imagen de pozo, función de la variación de 
resistividades. Un adecuado proceso y coloración asemejan a lo que podría verse en un testigo 
corona, aunque obviamente un núcleo de roca da mucha más información que la visual. 
 
Figura 16. Esquema que muestra como se ve la imagen a medida que aumenta la cantidad de patines. 
En el siguiente esquema se ejemplifica como es que se crean las imágenes resistivas por medio 
de las herramientas de microresistividad, así como también la presentación de las mismas 
definiendo el rumbo y buzamiento de las capas. 
Universidad Nacional de Salta – SRT 16 
Tecnicatura e Ingeniería en Perforaciones 
Geofísica Aplicada 
______________________________________________________________________________________________ 
_____________________________________________________________________________
Prof. Adj. M. Laura Gigena 
JTP Pamela R. Murillo 
 
Figura 17.Esquema donde se ejemplifica como es que se crean las imágenes resistivas por medio de las herramientas 
de microresistividad, así como también la presentación de las mismas definiendo el rumbo y buzamiento de las capas . 
Perfilaje Eléctrico Durante la Perforación 
Llamado LWD (Logging While Drilling) consiste en registrar mientras se perfora, con 
herramientas de CC o EM que van por encima del conjunto de fondo y brindan datos de baja 
calidad, pero que permiten tomar decisiones inmediatas sobre ensayos, coroneo, 
entubamiento, etc. 
Registros de Inducción eléctrica (corriente alterna) 
Los registros convencionales de resistividad, como los registros laterolog tienen la gran limitante 
de solo poder ser adquiridos en pozos cuyos lodos de perforación sean relativamente 
conductores ya que, solo de esta manera se permite que haya una transferencia o contacto de 
la corriente emitida entre los electrodos de la sonda y la formación para las mediciones de las 
resistividades de las formaciones. Sin embargo, existen casos en los que se tiene la necesidadde registrar pozos cuyos lodos de perforación no sean conductores como los lodos base aceite, 
o bien en pozos utilizando lodos aireados. Esta problemática fue el detonante para que surgieran 
los registros de inducción a principios de los años 40´s, por la gran necesidad que había de tomar 
registros en pozos en donde no había una forma de establecer un contacto entre la sonda y las 
formaciones atravesadas en el pozo, y en donde no existía un medio conductor que permitiera 
inducir la corriente en las formaciones. 
Miden la conductividad de la formación y son muy efectivos en las formaciones con porosidad 
de intermedia a alta. 
Siguiendo el esquema de la figura 18, la bobina transmisora es alimentada normalmente por 
una corriente "alterna" oscilatoria de alta frecuencia (I) de 20,000 ciclos/seg (Hert) y de 
intensidad constante, generándose con ello un campo magnético (Ht) que induce a su vez, 
corrientes eléctricas hacia la formación que rodea el pozo. La intensidad y frecuencia que tenga 
Universidad Nacional de Salta – SRT 17 
Tecnicatura e Ingeniería en Perforaciones 
Geofísica Aplicada 
______________________________________________________________________________________________ 
_____________________________________________________________________________
Prof. Adj. M. Laura Gigena 
JTP Pamela R. Murillo 
este campo magnético dependerá de la corriente transmisora generada por la bobina, 
provocando que su componente vertical genere un campo eléctrico (ea y ebt) donde las 
corrientes fluyan en forma de anillos circulares coaxialmente al eje de la sonda. Estas corrientes 
generan a su vez su propio campo magnético secundario (Ha), el cual es proporcional a la 
conductividad de la formación y por lo tanto a su resistividad al inducir un voltaje sobre la bobina 
receptora. 
 
Figura 18. Esquema que muestra la generación de las corrientes inducidas y el funcionamiento de las bobinas 
transmisoras y receptoras. 
Como la corriente alterna en la bobina transmisora es de frecuencia e intensidad constante, las 
corrientes del anillo (podemos definir como anillo unitario del terreno, un anillo horizontal, 
homogéneo en forma de circunferencia, cuya sección transversal es un cuadrado muy pequeño 
de área unitaria) son directamente proporcionales a la conductividad de la formación y al menos 
calibradas en términos de conductividad, la conductividad será usualmente convertida a 
Universidad Nacional de Salta – SRT 18 
Tecnicatura e Ingeniería en Perforaciones 
Geofísica Aplicada 
______________________________________________________________________________________________ 
_____________________________________________________________________________
Prof. Adj. M. Laura Gigena 
JTP Pamela R. Murillo 
resistividad y registrada en función de la profundidad. A fin de enfocar la corriente en la 
formación es normal colocar bobinas 
adicionales arriba y debajo de la receptora y 
transmisora, lo cual deviene en los llamados 
perfiles de Inducción Enfocada (Focused 
Induction Log) que logra mayor profundidad de 
registro sin perder resolución vertical. 
Bajo condiciones favorables, es posible usar los 
valores obtenidos en el registro de inducción 
en la determinación de la resistividad real; sin 
embargo, deben hacerse correcciones, para las 
que existen gráficos tales como estratos 
delgados, diámetros de pozo muy grandes, 
invasión extensa, etc. 
Cuando se perfora con lodos muy conductivos 
(salados) las mediciones de resistividad 
obtenidas son de muy poco o de ningún valor 
para la determinación de la resistividad real de la formación. Esto se debe a que se obtiene una 
respuesta muy notoria dada por la inducción electromagnética en el lodo (tipo cortocircuito) y 
en contraposición una respuesta muy débil, casi nula, de las formaciones rocosas. 
En consecuencia, los sistemas de inducción no son aplicables en pozos en que se den tales 
condiciones y se debe recurrir a herramientas de inyección de corriente continua. 
La herramienta de INDUCCIÓN de alta resolución mide 6 profundidades de investigación 
distintas, el radio de investigación más profundo, en donde no tenemos invasión del lodo a la 
capa permeable, es la resistividad de la formación, los radios de investigación medios indican la 
zona de transición invadida por el lodo, y los someros la zona invadida por el lodo. Esta 
herramienta trabaja en forma radial. Se la utiliza para lodos dulces, y resistividades menores a 
los 100 Ω o lodos base petróleo. 
Las distintas resoluciones sirven para hacer correcciones por invasiones de lodo. En la siguiente 
figura, vemos el registro de una doble inducción, ILD (profunda), ILM (media y SFL (enfoque 
esférico) 
Figura 193. Esquema simplificadode una herramienta 
de inducción eléctrica 
Universidad Nacional de Salta – SRT 19 
Tecnicatura e Ingeniería en Perforaciones 
Geofísica Aplicada 
______________________________________________________________________________________________ 
_____________________________________________________________________________
Prof. Adj. M. Laura Gigena 
JTP Pamela R. Murillo 
 
Figura 20. Ejemplo de registro de inducción