Los registros geofísicos aplicados en el campo agua fria de Poza Rica, Veracruz

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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA 
UNIDAD TICOMÁN 
 
 
 
 
 
 
“LOS REGISTROS GEOFÍSICOS APLICADOS EN 
EL CAMPO AGUA FRIA DE POZA RICA, 
VERACRUZ” 
 
 
 
 
TESIS QUE PARA OBTENER EL TÍTULO 
DE INGENIERO PETROLERO 
 
 
 
 
 
PRESENTA: 
LUIS ALBERTO ESCOBAR PIÑA. 
 
 
 
 
DIRECTOR DE TESIS: 
ING. ALBERTO ENRIQUE MORFÍN FAURE 
 
 
 
México D.F. Junio 2011 
 
 
 
CONTENIDO 
 
Objetivo………………………………………………………………………………………………………..1 
Resumen……………………………………………………………………………………………….........2 
Abstract………………………………………………………………………………………………………..3 
Prologo…………………………………………………………………………………………..…………….4 
Introducción………………………………………………………………………………………….………6 
 
Capítulo I: PRINCIPIOS FISICOS 
 
Resistividad………………………………………………………………………………….............11 
Porosidad…………………………………………………………………………………………………11 
Porosidad Efectiva……………………………………………………………………….……………11 
Porosidad Absoluta………………………………………………………..…………….…………..11 
Porosidad Primaria……………………………………………………………………………………11 
Porosidad Secundaria……………………………………………………………………………….12 
Saturación de Agua………………………………………………………………………………....12 
Permeabilidad……………………………………………………………………………………….…12 
Radiactividad…………………………………………………………………………….….…………13 
Ondas Acústicas……………………………………………………………………………………….13 
Amplitud……………………………………………………………………………………………......15 
Longitud de Onda……………………………………………………………………………….......16 
Periodo…………………………………………………………………………………………………...16 
Frecuencia…………………………………………………………………………………………......16 
Modelo de Invasión de Fluidos…………………………………………………………………..17 
 
 
 
 
 
 
 
 
Capitulo II: CONFIGURACION Y PRINCIPIO DE MEDICION DE LAS HERRAMIENTAS 
 
Sistema Potencial Natural…………………………………………………………………….20 
Sistema de Rayos Gama-GR.……….……………………………………………………….21 
Configuración de la Herramienta GR….…………………………………………………21 
Principio de Medición…………………….……………………………………………………22 
 Sistema Sónico de Porosidad-BHC…………………..….………………………………..24 
Configuración de la Herramienta BHC………………………………………………….24 
Principio de Medición…………………………………………………………………………25 
Sistema de Densidad Compensada-LDT…………………………………………………27 
Configuración de la Herramienta LDT……….……………………………………….…27 
Principio de Medición……………………………….…………………………………………28 
Sistema de Neutrón Compensado-CNL.…………..…………………………………..…31 
Configuración de la Herramienta CNL………………….……………………………….31 
Principio de Medición…………………………………………………………………….…..32 
Sistema de Inducción de Imágenes-AIT……..………………………………………….35 
Configuración de la Herramienta AIT…………………….………………………….…35 
Principio de Medición……………………….…………………………………………………36 
Inductancia……………………………………………………..………………………………….40 
Señal de Acoplamiento……………………………………..………………………………….40 
Efecto Pelicular……………………………………………………………………………………40 
 
 
 
Capitulo III: PRESENTACION DE LOS REGISTROS Y EJEMPLOS DE APLICACIÓN 
 
Ejemplo 1…..………………………………………………….………………………………………..43 
Ejemplo 2……………………………………………………..…………………………………………46 
Ejemplo 3……………..…………………………………………………………………………………48 
Ejemplo 4…………….………………………………………………………………………………….50 
Ejemplo 5……………..…………………………………………………………………………………52 
Ejemplo 6……………..…………………………………………………………………………………55 
Ejemplo 7……………..…………………………………………………………………………………57 
Ejemplo 8……………..…………………………………………………………………………………59 
Ejemplo 9……………..…………………………………………………………………………………61 
 
 
Ejemplo 10………………………………………………………………………………………………64 
Ejemplo 11………………………………………………………………………………………………66 
Ejemplo 12………………………………………………………………………………………………68 
 
Capitulo IV: VENTAJAS - DESVENTAJAS DE LAS HERRAMIENTAS 
 
Ventajas - Desventajas…………………………………………………………………………….71 
 
Capítulo V: CONCLUSIONES – RECOMENDACIONES 
 
Conclusiones……………………………………………………………………………………………74 
Recomendaciones…………………………………………………………………………………….76 
 
ANEXOS 
Lista de Figuras……………………………………………..…………………………………………78 
Nomenclatura……………….………………………………………………………………………….80 
Bibliografía………………………………………………………………………………………………82 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
39 
42 
44 
46 
48 
51 
53 
55 
57 
60 
62 
64 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
DEDICATORIA: 
 
DEDICADA CON MUCHO AMOR PARA MI HIJO LUIS 
FERNANDO ESCOBAR FONSECA. 
 
GRACIAS A TI JEHOVA POR PERMITIR CONCLUIR ESTA ETAPA DE 
MIS ESTUDIOS; TE AGRADESCO POR MIS PADRES , MIS 
HERMANAS ,AMIGOS Y TODOS LOS MEDIOS QUE PUSISTE A MI 
ALCANZE Y PODER VER HOY CONCLUIDA MI CARRERA 
PROFESIONAL . 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
AGRADECIMIENTOS 
 
 
A MIS PADRES: AVELINA PIÑA DE CRUZ Y 
TOMAS ESCOBAR DE LA CRUZ QUE SE OCUPARON EN EDUCARME 
Y SOBRETODO POR EL AMOR QUE ME ENTREGAN CADA DIA;ES 
EL AMOR MAS PURO Y SINCERO Y CREADOR DE ESTE LOGRO 
CONCLUIDO: 
SER UN INGENIERO PETROLERO. 
 
A MIS HERMANAS: SAYRA Y ALMA NAYELY POR QUE HASTA HOY 
HE RECIBIDO ESE APOYO INCONDICIONAL; Y LO MAS VALIOSO QUE 
JAMAS DEJARE DE SENTIR SU AMOR CARNAL. 
 
A MI ESPOSA MONICA FONSECA POR COMPARTIR SU VIDA 
CONMIGO Y JUNTOS ABRIR BRECHAS PENSANDO VER EL 
RESPLANDECER DE UN NUEVO DIA. 
 
 
A MIS AMIGOS Y COMPAÑEROS POR LOS MOMENTOS 
COMPARTIDOS EN EL SALON DE CLASES Y EXTRACLASES DONDE 
APRENDIMOS A CONVIVIR A PESAR DE LAS DIFERENCIAS QUE 
HAY EN TODO HUMANO. 
 
 
 
A MIS PROFESORES DEL PLANTEL ESIA TICOMAN QUE A TRAVES 
DE SU VALIOSO CONOCIMIENTO COMPARTIDO HAN LOGRADO QUE 
LOS ALUMNOS DESCUBRAN LA MAGIA QUE POSEEN Y 
CONQUISTAR LOS SUEÑOS MAS ANHELANDOS. 
 
 
A MI ASESOR EL INGENIERO ALBERTO ENRIQUE MORFIN FAURE 
POR EL APOYO INCOMPARABLE EN LA REALIZACION DE ESTA 
TESIS. 
 
 
DE :LUIS ALBERTO ESCOBAR PIÑA 
 
 
 
 INGENIERIA PETROLERA 
REGISTROS GEOFISICOS 
1 
 
 
 
OBJETIVO 
 
 
El objetivo de esta tesis es proporcionar los conocimientos 
necesarios referentes a los registros geofísicos usados en la 
Ingeniería Petrolera en sus diversas especialidades para una 
toma de decisiones adecuada. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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REGISTROS GEOFISICOS 
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RESUMEN 
 
Capítulo I. Se hace la recopilación de los parámetros petrofísicos que 
un ingeniero petrolero debe tener en la interpretación de registros 
geofísicos. 
Capítulo II. En este capítulo se tiene la configuración y principio de 
medición de las siguientes herramientas: AIT, GR, LDT, CNL y BHC. 
Capítulo III. Se analizan los registros geofísicos de los ejemplos del 
campo Agua Fría para la determinación de la litología y zonas de 
interés. 
Capítulo IV. Se comparan las ventajas - desventajas de las 
características de las herramientas utilizadas de acuerdo a las 
condiciones ambientales que presentan el pozo y formación. 
Capítulo V. Se realiza una recopilación de los capítulos vistos y 
analizados anteriormente para la toma de conclusiones - 
recomendaciones. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 INGENIERIA PETROLERA 
REGISTROS GEOFISICOS 
3 
 
 
ABSTRACT 
 
Chapter I. Is the collection of petrophysical parameters must be a 
petroleum engineer for the interpretation of geophysical logs. 
 
Chapter II. This chapter has the configuration and principle of 
measurement of the following tools: AIT, GR, LDT, CNL and BHC. 
 
Chapter III. Geophysical logs are analyzed examples Agua Fría field to 
determine the lithology and areas of interest. 
 
Chapter IV. Compares the advantages and disadvantages of the 
features of the tools used according to environmental conditions that 
present well and training. 
 
Chapter V. We present a collection of chapters previously seen and 
analyzed for making conclusions and recommendations.INGENIERIA PETROLERA 
REGISTROS GEOFISICOS 
4 
 
 
PROLOGO 
Entre 1912 y 1926 Conrad Schlumberger físico francés y su hermano 
Marcel inventaron una técnica de prospección minera basada en 
mediciones eléctricas tomadas en la superficie de la Tierra. 
En 1927 se toma el primer registro eléctrico, a partir de medidas de 
resistividad de la formación adyacente al pozo y se registraron en un 
perfil grafico x-y. 
En 1931, el parámetro petrofísico Potencial Natural vino a 
complementar al registro de resistividad para facilitar la identificación 
de las rocas permeables. 
Los trabajos de perforación en la zona iniciaron en 1903 en el campo 
Furbero ubicado en el municipio de Cuatzintla donde se halla una placa 
de de los responsables de la explotación de primer pozo quienes 
fueron Percy y N.Y Frank Furbero. 
El municipio de Poza Rica inicio su desarrollo en 1932 cuando la 
trasnacional inglesa adquiere derechos, instalaciones y terrenos. En 
esos años se descubre la riqueza del nuevo yacimiento debido al brote 
del pozo Poza Rica 2. 
Este municipio se encuentra ubicado en la zona centro del estado, en 
las coordenadas 97° 27 ” norte 20° 33´00.32" y oeste 97° 28´14.31", 
a una altura 46.3 metros sobre el nivel del mar. Limita al norte con el 
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5 
 
municipio de Papantla, al Sur con los municipios de Papantla y 
Coatzintla; al Este con el municipio de Papantla y al Oeste con el 
municipio de Tihuatlán (Río Cazones).La superficie que ocupa en la 
actualidad es de 42 km2. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Figura.1 Localización del municipio de Poza Rica,Veracruz. 
El interés que se ha tenido en desarrollar una industria petrolera en 
Poza Rica es debido a su potencial en recursos naturales no renovables 
tales como petróleo y gas. Se han logrado grandes avances a través 
del tiempo implementando una industria petroquímica y la creación de 
instituciones para fomentar el avance tecnológico en los procesos y así 
lograr un mayor beneficio económico. 
 
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REGISTROS GEOFISICOS 
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INTRODUCCION. 
Para una buena explotación de un yacimiento es de sumo interés 
conocer las características litológicas de las formaciones y el contenido 
de fluidos atravesadas por los pozos. 
Las técnicas con las que se cuenta son: el muestreo de los pozos a 
través de muestras de formación o la introducción de cables 
conductores eléctricos que cuenta con un equipo electrónico capaz de 
medir los parámetros petrofísicos del yacimiento. 
Hasta los años 70 los registros geofísicos se obtenían con unidades de 
tipo convencional. Estas operaban con un cable electromecánico de 7 
conductores .Dentro de la cabina de la unidad se encontraban los 
paneles electrónicos y una cámara registradora que proporcionaba 
mediciones en películas trasparentes. 
En México se introduce el sistema de inducción en 1964, el sistema de 
producción en 1967, densidad en 1969, echados 1971 al igual que el 
de microproximidad, en 1979 se introduce el doble lateral y el doble 
inducción. 
Para el año de 1979 fueron sustituidos los tableros de control por 
sistemas computarizados. 
 En la actualidad al llevar acabo la toma de registros se utiliza una 
unidad móvil que contiene un sistema computarizado para la obtención 
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y procesamiento de datos .También cuenta con el envió de potencia y 
señales de comando al equipo que esta en el pozo conectado por un 
cable electromecánico. 
 
 
 
Los registros de pozo son técnicas para conocer la información de los 
parámetros petrofísicos y geológicos de las formaciones atravesadas 
por el pozo. El registro se extiende horizontalmente dividido por 
carriles donde se grafican las mediciones de los parámetros tales 
como: porosidad, resistividad, tiempo de tránsito, etcétera; y 
verticalmente se tiene la profundidad. 
El uso de componentes de mayor potencia de procesamiento permitió 
una mejor combinación de herramientas y alcanzar velocidades 
mejores de registro. 
Las aplicaciones de los sistemas sensoriales de las herramientas 
aumenta la adquisición de información en agujero descubierto, agujero 
entubado,y de producción, el despliegue de imágenes de pozo y la 
verificación de operaciones de terminación. 
Figura 3.-Unidad Móvil Computarizada. 
Figura 2.-Sistema Computarizado 
 CSU. 
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El registro se obtiene al hacer pasar los sensores de la sonda en la 
formación que se desplaza lentamente con un cable. 
 
 Figura 4.- Diagrama Esquemático de la toma de Registros Geofísicos. 
El equipo de fondo contiene sensores y un cartucho electrónico; la 
función del cartucho electrónico es depurar la información que llega de 
los sensores y enviarla a superficie. 
Haciendo una clasificación física de los registros son de tipo: 
eléctrico, nuclear, acústico o electromagnético, cada uno cuenta con la 
información especifica de las propiedades físicas . De ahí que cuenten 
con diferentes tipos de fuentes: radiactiva, sónicas o de inducción. 
El análisis de las diferentes herramientas y la información adicional 
que se tenga del campo petrolero, permite obtener un registro de la 
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formación, estimar la cantidad de petróleo extraíble y por ende 
determinar si es de valor comercial 
 
 
Los registros de pozo llevados a cabo en los campos correspondientes 
a la región de Poza Rica obtienen la información necesaria de las 
propiedades petrofísicas, los cuales son: registro de inducción (AIT), 
radiactividad natural (GR); acústico (BHC); densidad (LDT); y de 
neutrón compensado (CNL).Fue necesario efectuar la toma de 
registros en combinación con el sistema radiactivo rayos gama y tener 
una mayor precisión en la interpretación y ubicación de zona arcillosas. 
 
 
 
Figura 5.- Herramientas de Fondo 
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CAPITULO I: 
 
 
 PRINCIPIOS FÍSICOS 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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RESISTIVIDAD. 
La resistividad de una sustancia es su capacidad para impedir la 
circulación de una corriente eléctrica a través de sí misma, su unidad 
es el Ohm- m2; la resistividad de una formación es la resistencia en 
Ohms de un cubo de 1m2 de superficie por un metro de profundidad. 
 
POROSIDAD. 
La porosidad de una roca es la fracción de volumen total de la misma 
ocupada por poros o espacios vacíos. Su valor esta dado en porcentaje. 
Es considerada una de las propiedades más importantes de la rocas de 
almacenamiento de un yacimiento. La porosidad es efectiva o absoluta. 
 
POROSIDAD EFECTIVA. 
Es el volumen total de poros comunicados del volumen total de la roca. 
 
POROSIDAD ABSOLUTA. 
Es el volumen total de poros comunicados y no comunicados del 
volumen total de la roca. 
 
POROSIDAD PRIMARIA. 
La porosidad primaria, intergranular o intercristalina se desarrolla 
durante el proceso de depósitos de los sedimentos. 
 
 
 
 
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12 
 
POROSIDAD SECUNDARIA. 
La porosidad secundaria se desarrolla posteriormente al proceso de 
depósito de sedimentos. Puede ser de tipo vugular, generada por 
disolución y de tipo fracturas generadas mecánicamente. 
 
SATURACION DE AGUA. 
Es la fracción del espacio poroso ocupado por agua de formación y es 
igual a: 
pww vvs / 
Dónde: 
wv es el volumen de agua contenida en la roca. Si el espacio está 
invadido por agua wv = pv , por lo tanto 
SW =1=100% 
Archie determino experimentalmente que la Sw de una formación se 
expresa en términos de la resistividad verdadera de la formación Rt. 
RtFRS wW / 
Cuando la roca está saturada 100% con agua salada (Ro) se tiene 
como ecuación: 
Sw= Ro/Rt 
 
PERMEABILIDAD.La permeabilidad es la capacidad de un medio poroso de transmitir 
fluidos . La unidad de permeabilidad es el darcy, siendo éste una 
unidad muy grande, en la práctica se usa el milidarcy (mD), la 
milésima de darcy. 
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13 
 
Un darcy es aquella permeabilidad que permite el paso de un 
centímetro cúbico de fluido de un centipoise de viscosidad en un 
segundo, a través de una sección de un centímetro cuadrado y 
sometido a un gradiente de presión de una atmósfera por centímetro 
cuadrado. 
 
Para que una roca sea permeable, debe tener porosidad 
interconectada (pozos, cavernas, fracturas). 
 
La permeabilidad de un medio poroso al paso de un fluido homogéneo 
es constante, cuando el fluido no reaccione con la muestra ni cambie 
las características físicas de la misma. 
 
RADIACTIVIDAD. 
La radiactividad se define como la desintegración espontánea de 
átomos, acompañada por la emisión de radiación de partículas alfa (), 
partículas beta () y partículas gama (). 
Las partículas gama son cuantos de luz, su emisión ocurre cuando se 
absorbe un electrón o cuando el átomo cambia a un estado excitado 
de menor energía o estable .Su penetración es bastante grande 
debido a que no posee carga ni masa. 
 
ONDAS ACUSTICAS. 
Hay dos tipos fundamentales de ondas: longitudinales y transversales. 
Ambos tipos de ondas son alteraciones o disturbios en movimiento, 
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14 
 
pero son diferentes por la manera en la que viajan o se mueven. 
Cuando una onda viaja a través de un medio, las partículas que 
constituyen este medio se alteran de su posición en equilibrio. En las 
ondas longitudinales, las partículas son alteradas en dirección paralela 
a la dirección que la onda se propaga. Después de que una onda pasa 
a través de un medio, las partículas vuelven a su posición de equilibrio. 
Por consiguiente, las ondas viajan a través de un medio sin un 
desplazamiento neto de las partículas del medio. 
 
 
Una onda longitudinal está compuesta de compresiones (áreas donde 
las partículas están cerca unas a las otras) y de rarefacciones (áreas 
donde las partículas están separadas unas de las otras). Las 
partículas se mueven en una dirección paralela a la dirección de la 
propagación de la onda. 
 
En una onda transversal las partículas se mueven en dirección 
perpendicular a la dirección de la propagación de la onda. 
 
Figura 6.-Onda Longitudinal 
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AMPLITUD (A) de onda es el desplazamiento máximo de una partícula 
desde su posición de equilibrio. Su medición es en metros. 
 
 
 
Figura 8.- Longitud y Amplitud de onda. 
 
Figura 7.-Onda Transversal 
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LONGITUD DE ONDA ( ) es la longitud de un ciclo de la onda. La 
longitud de onda se mide entre los espacios sucesivos, o entre dos 
puntos equivalentes de una onda. La longitud de onda se expresa en 
metros. 
PERIODO DE ONDA (T) es el tiempo (medido en segundos) que el 
punto requiere para completar un ciclo entero de su movimiento, 
desde su punto más alto a su punto más bajo y nuevamente al más 
alto. 
 
 
 
 
 
 
 
 
FRECUENCIA DE ONDA (f) es el número de ciclos de onda, 
completado por un punto a través de la onda en un periodo de tiempo. 
La frecuencia está relacionada con el periodo de la onda por la 
siguiente ecuación: 
Figura 9.- Identificación del Periodo de Onda. 
 
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17 
 
 
 
Dónde: 
 f es la frecuencia y T es el período. La frecuencia se mide en ciclos por 
segundo o hertz (Hz). 
 
MODELO DE INVASION DE FLUIDOS. 
 
El modelo considera que el filtrado del fluido de control entra en la 
formación con un movimiento similar al de un pistón creando un límite 
que define las zonas virgen e invadida. La profundidad de investigación 
queda definida por el diámetro de invasión. Por lo que este modelo 
tiene tres incógnitas y en su solución combina las mediciones para 
determinar el valor de estas incógnitas. 
A partir de un eje horizontal se distinguen las siguientes zonas 
permeables: 
 El pozo se encuentra lleno de lodo, la resistividad es Rm. 
b. Zona de enjarre ,su resistividad es Rmc. 
c. Zona lavada, es el área inmediata al pozo donde se ha efectuado 
el máximo desplazamiento de los fluidos propios de la roca, 
provocado por el filtrado de lodo su resistividad es Rxo. 
http://www.visionlearning.com/library/pop_glossary_term.php?oid=2210&l=s
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18 
 
d. Zona transicional, es la zona inmediata a la zona lavada y en ella 
se ha efectuado una invasión parcial del filtrado de lodo. 
e. Zona virgen o no contaminada, no existe filtrado del lodo 
conservando sus características originales de fluido, la 
resistividad es Rt. 
 
 
 
 
Figura. 10 En esta figura se observan las zonas aledañas al pozo donde la cantidad 
de puntos de color negro indica el grado de invasión de fluidos. Donde (a) 
corresponde a la zona lavada (existe una gran invasión de fluidos), (b) zona de 
transición (la invasión de fluidos es parcial) y (c) zona virgen (la invasión es nula). 
 
 
 
 
(b) 
(a) 
(c) 
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19 
 
 
 
CAPITULO II: 
 
 
CONFIGURACIÓN DE LA HERRAMIENTA 
Y 
PRINCIPIO DE MEDICIÓN 
 
 
 
 
 
 
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20 
 
SISTEMA DE POTENCIAL NATURAL. 
 
El sistema de potencial natural mide la diferencia de potencial que 
existe en un electrodo colocado en superficie N y otro móvil colocado 
en el lodo del pozo M. La curva del potencial natural se ubica en el 
carril 1, en milivolts. 
Las corrientes se generan a partir del movimiento de los iones 
presentes en las sales de las aguas que se encuentran en los espacios 
de las rocas porosas. Esta corriente es detectada por la sonda dentro 
del pozo. 
Para lograr una buena expresión de este voltaje es necesario que se 
tengan diferencias de concentraciones salinas tanto de la formación 
como del lodo. En caso de lodo base aceite o salado el potencial no es 
confiable. 
El potencial natural identifica la litología (lutita y arena). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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SISTEMA DE RAYOS GAMA. 
 
La configuración de este sistema se indica en la figura 11, conectado al 
cable a través de una cabeza acopladora. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 11.-Configuración del sistema GR. 
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PRINCIPIO DE MEDICIÓN 
 
El sistema de rayos gama naturales mide la cantidad de radioactividad 
natural de la roca, la cual se lleva a cabo mediante un detector de 
centelleo. Las radiaciones son consideradas por el isótopo radioactivo 
Potasio de peso atómico 40 y elementos radiactivos de la serie Uranio 
y Torio. En su paso por la formación los rayos gama pierden energía 
por colisiones fenómeno denominado EFECTO COMPTON y son 
absorbidos por los átomos de la formación liberando electrones 
fenómeno denominado EFECTO FOTOELECTRICO. 
 
En la siguiente figura se observan los principales elementos 
generadores de la radiactividad natural, que emiten rayos gama con 
diferente nivel de energía 
 
Figura 12.-Espectro de emisión por potasio, torio y serie de uranio. 
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23 
 
Los elementos radioactivos se encuentran en mayor concentración en 
las arcillas, en tanto que en rocas limpias, se tiene normalmente bajo 
contenido de radioactividad (arenas, areniscas, calizas y dolomías). 
 
El registro de rayos gama se presenta en carril 1 en unidades API, con 
el potencial natural en milivolts; incrementa su valor de izquierda a 
derecha y susdeflexiones tienen dirección opuesta al de potencial 
natural. 
 
Este registro se toma simultáneamente con otros en agujero vacío, 
llenos de lodo o en pozos entubados, en estos últimos no se toma en 
cuenta sus valores para fines de cálculo. 
 
 
. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Figura 13.- Configuración del Sistema BHC. 
 
SISTEMA SONICO DE POROSIDAD (BHC). 
 
La configuración del sistema sónico compensado se indica en la figura 13. 
 
 
 
 
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La herramienta sónica de porosidad tiene dos transmisores de ondas 
acústicas (superior e inferior) con cuatro receptores ubicados entre los 
transmisores para eliminar los efectos de agujero (diámetro del pozo o 
inclinación de la sonda), así como un circuito oscilador que opera a una 
frecuencia de 20 kHz. 
 
PRINCIPIO DE MEDICION 
 
Cuando transmisor es activado por un pulso genera una onda de 
sonido que incide en la formación, el tiempo transcurrido en que se 
detecta el arribo de la onda en los detectores es llamado tiempo de 
tránsito ( t). 
El sistema con objeto de calcular la porosidad de formación procesa el 
tiempo de tránsito, el cual está vinculado con las propiedades de roca y 
el contenido de fluidos. 
En la figura 14, se presenta un conjunto de ondas llamado tren de 
ondas, cada una de ellas adquiere una forma debido a su velocidad de 
desplazamiento y al recorrido de transmisión de energía en el sistema 
roca-fluido. Son 4 tipos de ondas: compresionales, corte, de lodo y 
stonley. Las ondas P (compresionales) son las primeras en ser 
detectadas por el conjunto de bobinas receptoras, presentando bajas 
amplitudes; son de interés para obtener los datos de tiempo de 
tránsito del cual se puede inferir propiedades del yacimiento tales 
como: porosidad, presencia de fluidos, y litología. 
 
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Figura 14.- Ondas sónicas. 
 
 
 
Existen formaciones con presión de fluidos demasiado altas, lutitas 
sobrepresionadas con exceso de agua dentro de sus poros que 
ocasionan problemas durante la perforación de pozos. En este caso la 
velocidad sónica es mayor que en las lutitas con compactación normal. 
De esta forma se usa este sistema para predecir las presiones 
anormales. 
 
 
 
 
 
 
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SISTEMA DE DENSIDAD COMPENSADA (LDT). 
 
En la figura 15, se observa el sistema radiactivo de litodensidad. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Figura 15.- Configuración Sistema LDT 
 
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Consta de una fuente radioactiva que emite rayos gama de mediana 
energía hacia la formación y dos detectores montados en un patín 
blindado que se mantiene contra la pared del pozo por medio de un 
brazo y un sistema hidráulico; en tal forma que se mueve en el pozo 
cortando el enjarre entre patín y formación. 
 
PRINCIPIO DE MEDICION 
 
Se basa en una fuente emisora de rayos gama de mediana energía 
(661kev) que colisionan con los electrones de la formación perdiendo 
energía secuencialmente pasando por el efecto “Compton,” hasta 
llegar a un nivel de energía en el que interactúan con los electrones de 
los átomos transfiriendo su energía denominado efecto “Fotoeléctrico”. 
Así es como el fenómeno de absorción ocurre al emitirse un electrón y 
la cantidad de rayos gama que logran llegar a los detectores depende 
de la cantidad de choques recibidos. La densidad electrónica es 
inversamente proporcional al conteo de rayos gama (cps). 
El registro de litodensidad se obtiene con una herramienta que mide 
simultáneamente el índice de absorción de captura fotoeléctrica (Pef) 
y la densidad de la formación (ρb). 
 
En la figura 16, se observa el efecto Compton y Fotoeléctrico, 
principios en los que se sustenta la medición realizada por el sistema 
de litodensidad, para registrar medidas de los parámetros densidad y 
absorción fotoeléctrica. 
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29 
 
Figura 16.-Interaccion del rayos gama. 
 
 
 
 
El sistema de densidad compensada realiza mediciones en cps 
(cuantos por segundo) de emisiones de radiación gama con energías 
de 0.250 a 0.600 MeV para efecto de calcular la densidad electrónica 
de la formación, y en otra medida la absorción fotoeléctrica de cps 
radiaciones de rayos gama con energía de 0.04 a 0.00 MeV. 
 
En la figura 17, aparecen dos ventanas: la ventana de rayos gama de 
energía alta utilizada para calcular la densidad electrónica y una 
ventana de rayos gama de energía baja para determinar el Factor 
Fotoeléctrico. 
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30 
 
Figura 17.- Espectro de energía de rayos gama y ventanas de medición. 
 
 
 
 
El Factor Fotoeléctrico se obtiene de los rayos gama detectados en las 
ventanas de baja energía y se utiliza para la detección de fracturas. No 
es recomendable el uso en lodo base barita por estar fuertemente 
afectada. 
 
 
 
 
 
 
 
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31 
 
SISTEMA DE NEUTRON COMPENSADO (CNL). 
 
En la figura 18, se tiene el sistema de neutrón compensado combinado 
con litodensidad y rayos gama. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Figura 18.- Configuración del Sistema LDT-CNL-GR. 
 
 
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32 
 
PRINCIPIO DE MEDICION 
 
El objetivo de este sistema es determinar la densidad de los átomos 
de hidrógeno (índice de hidrógeno) que contiene la formación y de ahí 
derivar la porosidad. 
Los neutrones son partículas eléctricamente neutras cada una tiene 
una masa idéntica a la masa de un átomo de hidrógeno. Una fuente 
radiactiva en la sonda (Am-Be) emite constantemente neutrones de 
alta energía que producen choques con los núcleos de los materiales 
de la formación .Por cada colisión el neutrón va perdiendo energía. 
La cantidad de energía perdida en cada colisión depende de la masa 
relativa del núcleo con el que choca su neutrón, la pérdida de energía 
es mayor cuando el neutrón golpea con una masa prácticamente igual. 
Las colisiones con núcleo pesados no desaceleran mucho el neutrón. 
La desaceleración de neutrones depende en gran parte de la cantidad 
de hidrógeno de la formación. Debido a colisiones sucesivas en unos 
cuantos microsegundos los neutrones disminuyen su velocidad a 
velocidad térmica correspondientes a energías de 0.025eV. 
 
En la figura 19, se presentan los diferentes choques o colisiones de 
interacción del neutrón: elástico, inelástico y de absorción. Se observa 
que hay desprendimiento de neutrones de menor energía o en caso de 
absorción desprendimiento de radiación tipo gama. 
 
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33 
 
Figura 19.-Interacción del neutrón. 
 
Cuando presentan energía de 0.025 eV se propagan aleatoriamente sin 
perder más energía hasta que son capturados por los núcleos de los 
átomos como el cloro, hidrógeno o silicio. 
 
 
 
Debido a los choques elásticos, inelásticos y de captura en la figura 
20 se observa que el neutrón pierde energía instantáneamente 
convirtiéndose en neutrones termales con energías de 0.025 eV; el 
sistema de medición realiza su captura para convertirlos en cps de 
rayos gama de este modo determinar el almacenamiento de fluidos 
tales como: hidrocarburo, gas y agua. 
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34 
 
Figura 20.-Decaimiento de la energía de neutrón. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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35 
 
SISTEMA DE INDUCCION DE IMÁGENES (AIT). 
 
En la figura 21, se presenta la configuración del sistema AIT.Figura 21.- Configuración del Sistema AIT 
 
 
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36 
 
La sonda AIT contiene 8 bobinas receptoras mutuamente balanceadas 
con espaciamiento de varias pulgadas .Un transmisor opera a tres 
frecuencias pero la medición se efectúa con dos de ellas y seis de los 
ocho arreglos ,de esta manera se miden sus componentes en fase (R) 
obteniendo 28 señales a intervalos de tres pulgadas de profundidad. 
Cada arreglo consta de una bobina receptora y una de enfoque. 
 
PRINCIPIO DE MEDICION 
La herramienta se basa en principios de inducción electromagnética .La 
señal de un circuito oscilador alimenta a una bobina transmisora, al 
pasar sobre una trayectoria cerrada genera una corriente formando 
un campo electromagnético que induce un voltaje en la bobina 
receptora. 
Este campo generado por la trayectoria cerrada en el núcleo de la 
bobina sirve como ejemplo equivalente de la formación que se tiene 
alrededor de la herramienta. 
 
DEFASAMIENTO ENTRE LAS CORRIENTES DE TRANSMISION (It) E 
INDUCCION EN LA FORMACION (IL) 
 
Es de interés saber el comportamiento y generación de las ondas 
electromagnéticas para reconocer posibles fallas en el funcionamiento 
del sistema. 
 
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37 
 
1. Se sabe que el transmisor produce un campo magnético primario 
cuya función es la siguiente: 
 Induce una corriente que fluye en la espira de la formación 
sobre el eje longitudinal de la herramienta. Esta corriente se 
desfasa 90 grados respecto a la corriente del transmisor. 
 Induce una corriente directamente en la bobina receptora de 
amplitud grande, y se conoce como señal de acoplamiento 
directo, como en la mayoría de las herramientas inductivas esta 
señal se cancela por el diseño de arreglos balanceados. 
2.-La corriente que fluye a través de la espira de formación genera un 
segundo campo electromagnético. 
 
 
 
Figura 22.- Generación de Campo Electromagnético (Etapa I). 
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38 
 
PRINCIPIO DE INDUCCION (ETAPA 2) 
 
Este campo magnético secundario genera una corriente en la bobina 
receptora, la cual está defasada respecto a la espira de formación y 
180 grados respecto a la corriente del transmisor. Esta señal R sirve 
para evaluar la conductividad de la formación dado que la magnitud de 
la corriente en el receptor es proporcional a ella. 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 23.- Generación de Campo Electromagnético (Etapa II). 
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39 
 
PRINCIPIO DE INDUCCION (ETAPA 3) 
 
El campo propagado en la formación genera una corriente en la misma 
la cual es coaxial con el eje del pozo defasada 90 grados respecto a la 
corriente del transmisor .La corriente en la formación produce un 
campo magnético secundario el cual es detectado por las bobinas 
receptoras en forma de voltaje. Este voltaje es proporcional a la 
conductividad de la formación. 
A medida que aumenta la distancia entre transmisor y receptor la 
contribución al voltaje en el receptor ocasiona corrientes que circulan 
en la formación. En conductividades altas el defasamiento en cada uno 
de los pasos anteriores es mayor a 90 grados .Este defasamiento 
adicional se llama efecto pelicular dado que el voltaje en el receptor 
esta 180 grados fuera de fase respecto a la corriente del transmisor. 
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40 
 
 
 
Como se mencionó la conductividad medida por el sistema inductivo es 
proporcional a la magnitud de la corriente generada en el receptor; la 
cual se afecta por diversos factores que se compensan para tener una 
medición confiable y considerar lo siguiente. 
 
INDUCTANCIA MUTUA 
Reconoce los campos electromagnéticos generados por las espiras de 
la formación, debido a su interacción cambia de magnitud. 
 
 
Figura 24.- Generación de Campo Electromagnético (Etapa III). 
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41 
 
SEÑAL DE ACOPLAMIENTO DIRECTO 
 
La magnitud de la señal de acoplamiento directo es mayor que la 
señal R, la presencia de esta hace imposible la medición de la señal R 
en forma confiable. 
En la solución de este problema la señal de acoplamiento directo se 
elimina del sistema implementando bobinas receptoras balanceadas, lo 
cual se hace embobinando las bobinas en sentido opuesto y colocarlas 
en tal posición que impida la recepción de la señal. 
 
EFECTO PELICULAR 
 
En una medición inductiva el efecto pelicular disminuye la 
conductividad aparente, esto quiere decir que la resistividad 
determinada por la herramienta es errónea, este efecto tiene como 
peculiaridad aumentar con la conductividad. 
La señal R es proporcional a la conductividad de la formación y se 
defasa 180 grados con la corriente del transmisor. 
En la práctica este valor de 180 no es exacto, el valor real está dado 
por el efecto pelicular, el acoplamiento directo y la inductancia. 
La medida de la conductividad en la formación y el uso de un 
reciprocador determinan la resistividad. 
 
 
 
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42 
 
 
 
CAPITULO IV: 
 
 
PRESENTACIÓN DE LOS REGISTROS 
Y 
EJEMPLOS DE APLICACIÓN 
 
 
 
 
 
 
 
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43 
 
EJEMPLO 1 
 
En la figura 25, se tiene el registro de inducción de imágenes con 
rayos gama (AIT+GR). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 25.- Registro de inducción de imágenes combinado con rayos gama (AIT+GR). 
 
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44 
 
PRESENTACION 
 
Carril 1. 
 
AIT Resistivity (AORI) - Resistividad (ohms-metro). 
AIT Input Borehole Radius (AIBD)- Radio de pozo (pulgadas) 
Barra codificadora: 
Blanco – Sin fluido 
Rojo –Hidrocarburo 
Azul - Agua 
 
Carril 2 
Tensión (TENS) – Tensión del cable (libras por pulgada cuadrada). 
Gamma Ray (GR) – Rayos gama (grados API). 
 
Carril 3 
AIT 10 inch investigation AT10 (ohmm). - Curva de resistividad de 10 pulgadas de 
investigación 
AIT 20 inch investigation AT20 (ohmm).- Curva de resistividad de 20 pulgadas de 
investigación 
AIT 30 inch investigation AT30 (ohmm).- Curva de resistividad de 30 pulgadas de 
investigación 
AIT 60 inch investigation AT60 (ohmm).- Curva de resistividad de 60 pulgadas de 
investigación 
AIT 90 inch investigation AT90 (ohmm).- Curva de resistividad de 90 pulgadas de 
investigación 
 
Carril 4 
AIT 10 inch investigation conductivity ATCO10 (mm/m).- Curva de conductividad 
de 10 pulgadas de investigación 
AIT 20 inch investigation conductivity ATCO20 (mm/m).- Curva de conductividad 
de 20 pulgadas de investigación 
AIT 30 inch investigation conductivity ATCO30 (mm/m).- Curva de conductividad 
de 30 pulgadas de investigación 
AIT 60 inch investigation conductivity ATCO60 (mm/m).- Curva de conductividad 
de 60 pulgadas de investigación 
AIT 90 inch investigation conductivity ATCO90 (mm/m).- Curva de conductividad 
de 90 pulgadas de investigación 
 
 
 
 
 
 
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45 
 
EXPLICACION 
 
En la figura 25 ,se tiene el registro inductivo de imágenes combinado con 
rayos gama para determinar la radiactividad de la roca ,resistividad y efecto 
de invasión del lodo a la formación; en el carril de profundidad se indican las 
curvas de rayos gama y tensión del cable como parámetros de referencia ; 
en el carril uno, se tiene la configuración de pozo y el efecto de invasión así 
como el contenido de fluidos a la formación, cabe mencionar que los fluidos 
están normados por una codificación a colores en la cual el rojo denota 
presencia de hidrocarburos y azul agua ; a la profundidad de 1240 a 1380 
metros ;las resistividades denotan valores altos donde las conductividades 
disminuyen además la presencia de invasión y contenido de fluidos se 
incrementa así como la disminución de rayos gama;por otro lado se 
consideran los intervalos de 1240 a 1280, 1300 a 1320 y 1365 a 1380 
metros; sin contenido de fluidos en la formación ,incremento de la 
conductividad y disminución de la resistividad así como el incremento del 
rayos gama, de lo anterior se deduce que estos intervalos son lutitas por la 
condición establecida. Se concluye que los intervalos donde se incrementa 
la resistividad presentan areniscas arcillosas con posibilidad de contener 
hidrocarburos pero se debe de confirmar con la correlación de los registros 
de litodensidad, neutrón compensado y sónico de porosidad. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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46 
 
EJEMPLO 2 
 
 En la figura 26, se tiene el registro de inducción combinado con 
rayos gama (AIT +GR). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 26.- Registro de inducción combinado con rayos gama (AIT+GR). 
 
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47 
 
PRESENTACION 
 
Carril 1 
Gamma Ray (GR) – Rayos gama (API). 
Carril 2 
Tensión (TENS) –Tensión del cable (libras por pulgada cuadrada). 
Profundidad del pozo.- (metros). 
Carril 3 
AIT 10 inch investigation AT10 (ohmm). - Curva de resistividad de 10 pulgadas de 
investigación 
AIT 20 inch investigation AT20 (ohmm). - Curva de resistividad de 20 pulgadas de 
investigación 
AIT 30 inch investigation AT30 (ohmm). - Curva de resistividad de 30 pulgadas de 
investigación 
AIT 60 inch investigation AT60 (ohmm). - Curva de resistividad de 60 pulgadas de 
investigación 
AIT 90 inch investigation AT90 (ohmm). - Curva de resistividad de 90 pulgadas de 
investigación 
Carril 4 
AIT 10 inch investigation conductivity ATCO10 (mm/m).- Curva de conductividad 
de 10 pulgadas de investigación 
AIT 20 inch investigation conductivity ATCO20 (mm/m).- Curva de conductividad 
de 20 pulgadas de investigación 
AIT 30 inch investigation conductivity ATCO30 (mm/m).- Curva de conductividad 
de 30 pulgadas de investigación 
AIT 60 inch investigation conductivity ATCO60 (mm/m).- Curva de conductividad 
de 60 pulgadas de investigación 
AIT 90 inch investigation conductivity ATCO90 (mm/m). - Curva de conductividad 
de 90 pulgadas de investigación 
 
EXPLICACION 
 
En la figura 26, se tiene el registro combinado de inducción con rayos gama 
para determinar la litología y presencia de zonas de interés; rayos gama con 
variación hasta 70 API ; resistividades en un rango de 0 a 20 ohms-mts y 
tendencia aumentar de 1275 a 1300 metros; de 1320 a 1365 metros la 
conductividad en estos intervalos con tendencia a disminuir; en el primer 
intervalo de 1380 a 1390 metros se tiene la máxima resistividad, indicativo 
de una zona con posibilidades de ser productora de hidrocarburos y la curva 
correspondiente de rayos gama a disminuir. Se concluye que la litología es de 
lutitas, arenas arcillosas de acuerdo al comportamiento de cada una de las curvas 
analizadas. 
 
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48 
 
EJEMPLO 3 
 
En la figura 27, se tiene el registro combinado de litodensidad, neutrón 
compensado y rayos gama. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 27.- Registro combinado de litodensidad, neutrón compensado y rayos gama (LDT+CNL+GR) 
 
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49 
 
PRESENTACION 
 
Carril 1 
Bit Size (BS) – Diámetro de la barrena (pulgadas). 
Gamma Ray (GR) – Rayos gama. (API) 
Caliper (HCAL) – Calibrador (pulgadas). 
 
Carril 2 
Tension (TENS) –Tensión del cable (libras por pulgada cuadradas) 
Profundidad de pozo – (metros). 
 
Carril 3 
Neutron Porosity (NPHl) – Porosidad Neutrón (PU). 
Std. Res. Formation Density (RHOZ)- Densidad de Formación (gramos por 
centímetro cúbico). 
 
 
EXPLICACION 
 
En la figura 27,se tiene un agujero en condiciones favorables de acuerdo al 
desarrollo del caliper; rayos gama con tendencia irregular en valores de 30 a 
70 API; tensión del cable en condiciones favorables de acuerdo a la 
operación ;de la relación de porosidad neutrón y densidad se observa una 
tendencia a medir más la porosidad neutrón que la densidad en los 
intervalos 1250 a 1290, 1300 a 1375 metros, sin embargo el intervalo de 
1290 a 1300 metros con indicación al cruce de ρb y ΦN; disminución de rayos 
gama ,se concluye una posible zona de interés con litología de arena 
arcillosa y porosidad promedio de 21 UP . 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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50 
 
EJEMPLO 4 
 
En la figura 28, se tiene el registro sónico de porosidad combinado 
con rayos gama (BHC+GR). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
PRESEN 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 28.- Registro sónico de porosidad combinado con Rayos Gama (BHC+GR) 
 
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51 
 
PRESENTACION 
 
Carril 1 
Bit Size (BS) – Diámetro de la barrena (pulgadas). 
Gamma ray (GR) – Rayos gama (API). 
Caliper (HCAL) –Calibrador (pulgadas). 
 
Carril 2 
Tensión (TENS) –Tensión del cable (libras por pulgada cuadrada). 
Profundidad del pozo – (metros). 
 
Carril 3 y 4 
Delta –T (DT) - Tiempo de Tránsito Compresional (microsegundos por pie). 
Sonic Porosity (SPHl) - Porosidad Sónica (UP). 
 
 
EXPLICACION 
 
En la figura 28, se tiene el registro combinado de sónico de porosidad con rayos 
gama para determinar la litología , porosidad y zonas de interés ;rayos gama con 
comportamiento similar a los ejemplo 1y 2; tiempo de tránsito con tendencia a 
aumentar a lo largo del registro por el efecto de lutita al igual que la porosidad 
sónica de lo cual se deduce que la litología es arenas arcillosa ,y una zona de 
interés de 1290 a 1300 metros, de acuerdo al comportamiento del tiempo de 
tránsito , porosidad y rayos gama. Se concluye que el intervalo mencionado 
corresponde a una arena arcillosa con posibilidad de contener hidrocarburos de 
acuerdo a la correlación con los registros de inducción, litodensidad y neutrón 
compensado. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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52 
 
EJEMPLO 5 
 
En la figura 29, se tiene el registro de inducción de imágenes 
combinado con rayos gama (AIT+GR). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 29.- Registro de inducción de imagen combinado con rayos gama (AIT+GR) 
 
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53 
 
PRESENTACION 
 
Carril 1. 
AIT Resistivity (AORI)- Resistividad (ohms-metro). 
AIT Input Borehole Radius (AIBD)- Radio de pozo (pulgadas) 
Barra codificadora: 
Blanco – Sin fluido 
Rojo –Hidrocarburo 
Azul - Agua 
 
Carril 2 
Tensión (TENS) – Tensión del cable (libras por pulgada cuadrada). 
Gamma Ray (GR) – Rayos gama (API). 
Profundidad de pozo – (metros). 
 
Carril 3 
AIT 10 inch investigation AT10 (ohmm).- Curva de resistividad de 10 pulgadas de 
investigación 
AIT 20 inch investigation AT20 (ohmm).- Curva de resistividad de 20 pulgadas de 
investigación 
AIT 30 inch investigation AT30 (ohmm).- Curva de resistividad de 30 pulgadas de 
investigación 
AIT 60 inch investigation AT60 (ohmm).- Curva de resistividad de 60 pulgadas de 
investigación 
AIT 90 inch investigation AT90 (ohmm).- Curva de resistividad de 90 pulgadas de 
investigación 
 
Carril 4 
AIT 10 inch investigation conductivity ATCO 10 (mm/m).- Curva de conductividad 
de 10 pulgadas de investigación 
AIT 20 inch investigation conductivity ATCO 20 (mm/m).- Curva de conductividad 
de 20 pulgadas de investigación 
AIT 30 inch investigation conductivity ATCO 30 (mm/m).- Curva de conductividad 
de 30 pulgadas de investigación 
AIT 60 inch investigation conductivity ATCO 60 (mm/m).- Curva de conductividad 
de 60 pulgadas de investigación 
AIT 90 inch investigation conductivity ATCO 90 (mm/m).- Curva de conductividad 
de 90 pulgadas de investigación 
 
 
 
 
 
 
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54 
 
EXPLICACION 
 
En la figura29, se tiene el registro combinado de imágenes AIT con rayos 
gama para determinar resistividad, litología, zona de interés, efecto de 
invasión; en el carril 1; se tiene la presencia de la imagen de invasión de 
lodo de perforación ,así como la presencia de hidrocarburos en la zona de 
interés ;en el carril de profundidad rayos gama con tendencia variable de 
acuerdo a la litología ,la cual correlaciona con las variaciones de las curvas 
de resistividad-conductividad; los intervalos de 1520 a 1545 ,1567 a 
1615,1637 a 1660 metros indican presencia de lutitas debido a que en la 
imagen de invasión no se tiene efecto alguno; las resistividades con 
tendencia al traslape y a su reducción; conductividades tienden 
aumentar ;como zona posible de interés se tiene 1610 a 1635 metros en la 
cual se manifiesta la presencia de invasión en la imagen 
correspondiente ,aumento de resistividad , disminución de conductividad y 
decaimiento del rayos gama. Se concluye que este último intervalo 
corresponde a una arena arcillosa con posibilidad de contener hidrocarburos 
lo cual se debe de certificar con la correlación de los registros de 
litodensidad, neutrón compensado y sónico de porosidad. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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55 
 
EJEMPLO 6 
 
En la figura 30, se tiene el registro de inducción combinado con rayos 
gama (AIT +GR). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 30.- Registro de inducción combinado con rayos gama (AIT+GR) 
 
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56 
 
PRESENTACION 
 
Carril 1 
Gamma Ray (GR) – Rayos gama (API). 
 
Carril 2 
Tensión (TENS) –Tensión del cable (libras por pulgada cuadrada). 
Profundidad de pozo – (metros). 
 
Carril 3 
AIT 10 inch investigation AT10 (ohmm). - Curva de resistividad de 10 pulgadas de 
investigación 
AIT 20 inch investigation AT20 (ohmm). - Curva de resistividad de 20 pulgadas de 
investigación 
AIT 30 inch investigation AT30 (ohmm). - Curva de resistividad de 30 pulgadas de 
investigación 
AIT 60 inch investigation AT60 (ohmm). - Curva de resistividad de 60 pulgadas de 
investigación 
AIT 90 inch investigation AT90 (ohmm). - Curva de resistividad de 90 pulgadas de 
investigación 
Carril 4 
AIT 10 inch investigation conductivity ATCO10 (mm/m).- Curva de conductividad 
de 10 pulgadas de investigación 
AIT 20 inch investigation conductivity ATCO20 (mm/m).- Curva de conductividad 
de 20 pulgadas de investigación 
AIT 30 inch investigation conductivity ATCO30 (mm/m).- Curva de conductividad 
de 30 pulgadas de investigación 
AIT 60 inch investigation conductivity ATCO60 (mm/m).- Curva de conductividad 
de 60 pulgadas de investigación 
AIT 90 inch investigation conductivity ATCO90 (mm/m).- Curva de conductividad 
de 90 pulgadas de investigación 
 
EXPLICACION 
 
En la figura 30, se tiene el registro combinado de inducción con rayos gama; rayos 
gama presenta variaciones a lo largo del registro correlacionables con la 
resistividad-conductividad ,el intervalo de 1610 a 1635 metros indica tendencia a 
disminuir rayos gama, aumentar resistividad y disminución de conductividad; lo 
cual corresponde a una arena arcillosa con posibilidad de contener hidrocarburos 
debiendo correlacionarse con los registro de litodensidad ,neutrón compensado y 
sónico porosidad para su certificación; el registro reviste un control de calidad 
adecuado de acuerdo a la aplicación. 
 
 
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57 
 
EJEMPLO 7 
 
En la figura 31, se tiene el registro combinado de litodensidad, neutrón 
compensado y rayos gama (LDT+CNL+GR). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 31.- Registro combinado litodensidad, neutrón compensado y rayos gama (LDT+CNL+GR). 
 
 
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REGISTROS GEOFISICOS 
58 
 
PRESENTACION 
 
 
Carril 1 
Bit Size (BS) – Diámetro de la barrena (pulgadas). 
Gamma Ray (GR) – Rayos gama. (API) 
Caliper (HCAL) – Calibrador (pulgadas). 
 
Carril 2 
Tension (TENS) –Tensión del cable (libras por pulgada cuadradas). 
Profundidad de pozo – (metros). 
 
Carril 3 y 4. 
Neutron Porosity (NPHl) – Porosidad Neutrón (UP). 
Std. Res. Formation Density (RHOZ)- Densidad de Formación (gramos por 
centímetro cúbico). 
 
 
EXPLICACION 
 
En la figura 31, se tiene el registro combinado de litodensidad, neutrón 
compensado y rayos gama para determinar litología, porosidad y zonas de 
interés ;rayos gama con tendencia variable , relación de porosidad neutrón y 
densidad con tendencia a la separación como indicador de zonas arcillosas , 
el intervalo de 1610 a 1635 metros presenta disminución de rayos gama y 
tendencia al cruce de porosidad neutrón - densidad, lo cual es indicativo de 
una posible zona con contenido de hidrocarburos; así mismo la litología 
corresponde a una arena arcillosa que debe certificarse con los registros 
tomados en agujero descubierto. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 INGENIERIA PETROLERA 
REGISTROS GEOFISICOS 
59 
 
EJEMPLO 8 
 
En la figura 32, se tiene el registro sónico de porosidad combinado con 
rayos gama (BHC+GR). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 32.- Registro sónico de porosidad combinado con rayos gama (BHC+GR). 
 
 
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60 
 
PRESENTACION 
 
Carril 1 
Bit Size (BS) – Diámetro de la barrena (pulgadas). 
Gamma Ray (GR) – Rayos gama (API). 
Caliper (HCAL) –Calibrador (pulgadas). 
 
Carril 2 
Tensión (TENS) –Tensión del cable (libras por pulgada cuadrada). 
Profundidad del pozo – (metros). 
 
Carril 3 y 4 
Delta –T (DT) - Tiempo de Tránsito Compresional (microsegundos por pie). 
Sonic Porosity (SPHl) – Porosidad Sónica (UP). 
 
 
EXPLICACION 
 
En la figura 32, se tiene el registro combinado de rayos gama con sónico de 
porosidad para determinar litología ,porosidad y zonas de interés; rayos 
gama en forma variable de acuerdo a la litología observada y correlacionable 
con el tiempo de tránsito; el intervalo de 1610 a 1635 presenta tiempo 
variable con tendencia a disminuir de acuerdo a la matriz y al contenido de 
fluido; se observa a lo largo de registro un incremento del rayos gama y 
aumento en el tiempo de tránsito indicativo de zonas arcillosas , caso 
contrario si el rayos gama disminuye el tiempo también. Se concluye que el 
intervalo mencionado de interés corresponde a una arena arcillosa con 
posibilidades de contener hidrocarburos, así mismo el registro presenta un 
buen control de calidad. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 INGENIERIA PETROLERA 
REGISTROS GEOFISICOS 
61 
 
EJEMPLO 9 
 
En la figura 33, se tiene el registro de inducción de imágenes 
combinado con rayos gama (AIT+GR). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 33.-Registro de inducción de imágenes combinado con rayos gama (AIT+GR). 
 
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62 
 
PRESENTACION 
 
Carril 1. 
AIT Resistivity (AORI)- Resistividad (ohms-metro). 
AIT Input Borehole Radius (AIBD)- Radio de pozo (pulgadas) 
Barra codificadora: 
Blanco – Sin fluido 
Rojo –Hidrocarburo 
Azul - Agua 
 
Carril 2 
Tensión (TENS) – Tensión del cable (libras por pulgada cuadrada). 
Gamma Ray (GR) – Rayos gama (API). 
Profundidad del pozo – (metros). 
 
Carril 3 
AIT 10 inch investigation AT10 (ohmm).- Curva de resistividad de 10 pulgadas de 
investigación 
AIT 20 inch investigation AT20 (ohmm).- Curva de resistividad de 20 pulgadas de 
investigación 
AIT 30 inch investigation AT30 (ohmm).- Curva de resistividad de 30 pulgadas de 
investigación 
AIT 60 inch investigation AT60 (ohmm).- Curva de resistividad de 60 pulgadas de 
investigación 
AIT 90 inch investigation AT90 (ohmm).- Curva de resistividad de 90 pulgadas de 
investigación 
 
 
Carril 4 
AIT 10 inch investigation conductivity ATCO10 (mm/m).- Curva de conductividad 
de 10 pulgadasde investigación 
AIT 20 inch investigation conductivity ATCO20 (mm/m).- Curva de conductividad 
de 20 pulgadas de investigación 
AIT 30 inch investigation conductivity ATCO30 (mm/m).- Curva de conductividad 
de 30 pulgadas de investigación 
AIT 60 inch investigation conductivity ATCO60 (mm/m).- Curva de conductividad 
de 60 pulgadas de investigación 
AIT 90 inch investigation conductivity ATCO90 (mm/m).- Curva de conductividad 
de 90 pulgadas de investigación 
 
 
 
 
 
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REGISTROS GEOFISICOS 
63 
 
 
EXPLICACION 
 
En la figura 33, se tiene el registro inducción (AIT) combinado con rayos 
gama (GR) para determinar el efecto de invasión de lodo a la 
formación ,presencia de hidrocarburos ,litología ;de la imagen de invasión 
indicada en el carril uno se observa la ausencia de esta, así como de 
invasión de fluidos en la formación; rayos gama con tendencia aumentar, 
resistividades a disminuir y traslaparse ,conductividades al aumento .Se 
concluye que en este registro se tiene lutitas sin presencia de alguna zona 
de interés. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 INGENIERIA PETROLERA 
REGISTROS GEOFISICOS 
64 
 
EJEMPLO 10 
 
En la figura 34, se tiene el registro de inducción combinado con rayos 
gama (AIT +GR). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 34.- Registro de inducción combinado con rayos gama (AIT+GR). 
 
 INGENIERIA PETROLERA 
REGISTROS GEOFISICOS 
65 
 
PRESENTACION 
 
 
Carril 1 
Gamma Ray (GR) – Rayos gama (API) 
 
Carril 2 
Tensión (TENS) –Tensión del cable (libras por pulgada cuadrada). 
Profundidad del pozo – (metros). 
 
Carril 3 
AIT 10 inch investigation AT10 (ohmm).- Curva de resistividad de 10 pulgadas de 
investigación 
AIT 20 inch investigation AT20 (ohmm).- Curva de resistividad de 20 pulgadas de 
investigación 
AIT 30 inch investigation AT30 (ohmm).- Curva de resistividad de 30 pulgadas de 
investigación 
AIT 60 inch investigation AT60 (ohmm).- Curva de resistividad de 60 pulgadas de 
investigación 
AIT 90 inch investigation AT90 (ohmm).- Curva de resistividad de 90 pulgadas de 
investigación 
 
Carril 4 
AIT 10 inch investigation conductivity ATCO10 (mm/m).- Curva de conductividad 
de 10 pulgadas de investigación 
AIT 20 inch investigation conductivity ATCO20 (mm/m).- Curva de conductividad 
de 20 pulgadas de investigación 
AIT 30 inch investigation conductivity ATCO30 (mm/m).- Curva de conductividad 
de 30 pulgadas de investigación 
AIT 60 inch investigation conductivity ATCO60 (mm/m).- Curva de conductividad 
de 60 pulgadas de investigación 
AIT 90 inch investigation conductivity ATCO90 (mm/m).- Curva de conductividad 
de 90 pulgadas de investigación 
 
EXPLICACION 
 
En la figura 34, se tiene el registro combinado de inducción con rayos gama para 
determinar litología, contenido de fluidos y zonas de interés; rayos gama con 
tendencia a aumentar al igual que las conductividades y a disminuir las 
resistividades .Se concluye que en este registro no existen zonas de interés de 
acuerdo al comportamiento de las curvas consideradas. 
 
 
 
 INGENIERIA PETROLERA 
REGISTROS GEOFISICOS 
66 
 
EJEMPLO 11 
 
En la figura 35, se tiene el registro combinado de litodensidad, neutrón 
compensado y rayos gama (LDT+CNL+GR). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 35.- Registro combinado de litodensidad, neutrón compensado y rayos gama (LDT+CNL+GR) 
 
 INGENIERIA PETROLERA 
REGISTROS GEOFISICOS 
67 
 
PRESENTACION 
 
 
Carril 1 
Bit Size (BS) – Diámetro de la barrena (pulgadas). 
Gamma Ray (GR) – Rayos gama. (API) 
Caliper (HCAL) – Calibrador (pulgadas). 
 
Carril 2 
Tension (TENS) –Tensión del cable (libras por pulgada cuadradas) 
Profundidad de pozo – (metros). 
 
Carril 3 
Neutron Porosity (NPHl) – Porosidad Neutrón (PU). 
Std. Res. Formation Density (RHOZ)- Densidad de Formación (gramos por 
centímetro cúbico). 
 
 
EXPLICACION 
 
En la figura 35, se tiene que el rayos gama presenta un gradiente de 
aumento de acuerdo a su comportamiento; la relación porosidad neutrón- 
densidad con tendencia a la separación debido al alto contenido de lutita en 
la formación .Se concluye que en este registro se observan arenas arcillosas 
sin contenido de hidrocarburos. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 INGENIERIA PETROLERA 
REGISTROS GEOFISICOS 
68 
 
EJEMPLO 12 
 
En la figura 36, se tiene el registro sónico de porosidad combinado 
con rayos gama (BHC+GR). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 36.- Registro sónico de porosidad combinado con rayos gama (BHC+GR) 
 
 INGENIERIA PETROLERA 
REGISTROS GEOFISICOS 
69 
 
PRESENTACION 
 
Carril 1 
Bit Size (BS) – Diámetro de la barrena (pulgadas). 
Gamma Ray (GR) – Rayos gama (API). 
Caliper (HCAL) –Calibrador (pulgadas). 
 
Carril 2 
Tensión (TENS) –Tensión del cable (libras por pulgada cuadrada). 
Profundidad del pozo – (metros). 
 
Carril 3 y 4 
Delta –T (DT) - Tiempo de Tránsito Compresional (microsegundos por pie). 
Sonic Porosity (SPHl) – Porosidad Sónica (UP). 
 
 
EXPLICACION 
 
En la figura 36, se tiene el registro combinado de rayos gama con sónico de 
porosidad para determinar litología, fluidos y zonas de interés; rayos gama 
con tendencia aumentar en función de la profundidad, tiempo de tránsito 
promedio de 80 microsegundos por pie con tendencia aumentar, así como la 
porosidad correspondiente calculada con la ecuación de Wyllie .Se concluye 
la ausencia de zona de hidrocarburos de acuerdo a las curvas analizadas y 
una litología de arenas arcillosas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 INGENIERIA PETROLERA 
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70 
 
 
 
 
CAPITULO IV: 
 
 
VENTAJAS - DESVENTAJAS DE LAS 
HERRAMIENTAS 
 
 
 
 
 
 
 
 INGENIERIA PETROLERA 
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71 
 
 
VENTAJAS - DESVENTAJAS. 
 
En la tabla 1, se tiene las condiciones operativas de los sistemas de 
registros geofísicos. 
 
 
 
 HERRAMIENTAS 
 AIT CNL GR BHC LDT 
 
LODO 
BASE 
AGUA      
 
ACEITE      
OP EN AGUJERO 
DESCUBIERTO 
     
OP EN AGUJERO 
ENTUBADO 
X    X 
 PRESION MAXIMA < 
20000 PSI 
     
TEMPERATURA < 
350 ° F 
 
     
DETERMINACION DE 
POROSIDAD 
 
  X   
 
CAVERNAS 
X X X X X 
VOLUMEN DE 
ARCILLOSIDAD 
     
VELOCIDAD DE 
OPERACIÓN 
3600 
pie/hora 
1500 
pie/hora 
1500 
pie/hora 
1500 
pie/hora 
1500 
ft/hora 
COMBINABLE CON 
HERRAMIENTAS 
AIT+ GR+FMI GR +LDT+CNL GR+LDT+
CNL 
GR+BHC 
+DIL 
GR+LDT
+CNL 
EXCENTRALIZACION 
 
X   X  
RUGOSIDAD 
 
 X  X X 
DETERMINAR 
LITOLOGIA 
 
 
     
 INGENIERIA PETROLERA 
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72 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
DETERMINAR 
SATURACION DE 
FLUIDOS 
  X   
FRACTURAS X X  X X 
IDENTIFICADOR DE 
GAS 
  X   
Tabla 1.- Condiciones operativas de los registros geofísicos. 
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73 
 
 
 
 
 
 
CAPITULO V: 
 
 
 
 
 
 
CONCLUSIONES - RECOMENDACIONES 
 
 
 
 
 
 
 
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74 
 
CONCLUSIONES 
 
Es de suma importancia que el ingeniero petrolero considere la 
información de los registros geofísicos en los análisis petrofísicos de las 
formaciones atravesadas por el pozo. 
 
En la presente tesis a través de los ejemplos de aplicación se tiene la 
determinación de los siguientes parámetros: 
 Medición de la conductividad y cálculo de la resistividad. 
 Predicción de la presencia de aceite, gas y agua. 
 Identificación de zonas permeables y porosas. 
 Identificación de la litología y contactos litológicos 
 Evaluación de la calidad de cementación. 
 Determinación de la presión de poro y fracturamiento. 
 Determinaciónde zonas anormales de presión. 
 Determinación de zonas lutíticas y volumen correspondiente. 
 Determinación de zonas radioactivas productoras de 
hidrocarburos. 
 Determinación del espesor de la capa. 
 Determinación del volumen de minerales. 
 Determinación de la saturación de fluidos. 
 Determinación del volumen de fluidos. 
 Determinación del contacto de fluidos. 
 Determinación de la porosidad. 
 Determinación del avance de fluidos. 
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75 
 
 Determinación de las características geomecánicas de las 
formaciones. 
 Determinación de las características acústicas de la formación 
 Asentamiento de tuberías de revestimiento. 
 Control de calidad en las formaciones en la etapa de 
producción. 
 Determinación de la corrosión en las tuberías. 
 Determinación de zonas con contenido de fracturas. 
 Determinación del efecto del lodo a la formación. 
 Análisis en formaciones complejas y arenosas. 
 Determinación de zonas con perdida de fluido de perforación 
 Determinación de condiciones anormales del pozo. 
 Determinación de la posición-orientación de pozo y formación. 
 
Es importante hacer énfasis que el uso de registros en la industria 
petrolera no ha dejado de ser inusual aun por sus costos, dado que la 
información es adquirida en tiempo real beneficiando en el programa 
de perforación y desarrollo del campo petrolero. 
 
 
 
 
 
 
 
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76 
 
 
RECOMENDACIONES 
 
La calidad de los datos registrados de los sistemas expuestos en esta 
tesis debe ser de prioridad en la aplicación de la metodología para la 
toma de decisiones .Se recomienda la obtención de los registros 
geofísicos de acuerdo al programa establecido con anterioridad con el 
objeto de evaluar correctamente los yacimientos productores de 
hidrocarburos, así mismo se sugiere la correlación de estos registros 
para certificar los datos obtenidos. Se considera la aportación de esta 
tesis a los estudiantes de GEOCIENCIAS sea de apoyo para su 
desarrollo y preparación a lo largo de su carrera. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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77 
 
 
 
 
 
 
 
ANEXOS 
 
 
 
. 
 
 
 
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78 
 
 
LISTA DE FIGURAS. 
Figura 1 Localización del municipio de Poza Rica,Veracruz. 5 
Figura 2 Sistema Computarizado CSU. 7 
Figura 3 Unidad Móvil Computarizado. 7 
Figura 4 Diagrama Esquemático de la toma de Registros. 8 
Figura 5 Herramientas de Fondo. 9 
Figura 6 Onda Longitudinal. 15 
Figura 7 Onda Transversal. 16 
Figura 8 Longitud y Amplitud de onda. 16 
Figura 9 Identificación de Periodo de Onda. 19 
Figura 
10 
Modelo de Invasión. 17 
Figura 
11 
Configuración del sistema GR. 21 
Figura 
12 
Espectro por emisión de potasio,torio y serie de uranio. 22 
Figura 
13 
Configuración de sistema BHC. 24 
Figura 
14 
Ondas sónicas. 26 
Figura 
15 
Configuración del sistema LDT. 27 
Figura 
16 
Interacción de rayos gama. 29 
Figura 
17 
Espectro de energía de rayos gama y ventanas de 
medición. 
30 
Figura 
18 
Configuración de sistema LDT+CNL+GR. 32 
Figura 
19 
Interacción de neutrón. 
 
 
33 
 INGENIERIA PETROLERA 
REGISTROS GEOFISICOS 
79 
 
Figura 
20 
Decaimiento de la energía de neutrón. 34 
Figura 
21 
Configuración de sistema AIT. 35 
Figura 
22 
Generación de Campos Electromagnéticos-ETAPA I. 37 
Figura 
23 
Generación de Campos Electromagnético-ETAPA II. 38 
Figura 
24 
Generación de Campos Electromagnéticos -ETAPA III. 39 
Figura 
25 
Registro de inducción de imágenes combinado con rayos 
gama (AIT+GR). 
43 
Figura 
26 
 
Registro de inducción combinado con rayos gama 
(AIT+GR). 
46 
Figura 
27 
Registro de litodensidad, neutrón compensado y rayos 
gama( LDT+CNL+GR ). 
48 
Figura 
28 
Registro sónico de porosidad combinado con rayos gama 
(BHC+GR). 
50 
Figura 
29 
Registro de inducción de imágenes combinado con rayos 
gama (AIT+GR). 
52 
Figura 
30 
Registro de inducción combinado con rayos gama 
(AIT+GR). 
55 
Figura 
31 
Registro de litodensidad, neutrón compensado y rayos 
gama( LDT+CNL+GR ). 
57 
 
Figura 
32 
Registro sónico de porosidad combinado con rayos gama 
(BHC+GR). 
59 
Figura 
33 
Registro de inducción de imágenes combinado con rayos 
gama (AIT+GR). 
61 
Figura 
34 
 
Registro de inducción combinado con rayos gama 
(AIT+GR). 
64 
Figura 
35 
Registro de litodensidad, neutrón compensado y rayos 
gama( LDT+CNL+GR ). 
66 
Figura 
36 
Registro sónico de porosidad combinado con rayos gama 
(BHC+GR). 
68 
TABLA 1 Ventajas y Desventajas. 71 
 INGENIERIA PETROLERA 
REGISTROS GEOFISICOS 
80 
 
NOMENCLATURA. 
 
SW Saturación de Agua. (%) 
SO Saturación de Aceite. (%) 
Sg Saturación de Gas. (%) 
Rw Resistividad del agua de 
Formación. 
Ohm-m 
Rt Resistividad medida de 
la Formación. 
Ohm-m 
Ro Resistividad Mojada de 
la formación. 
Ohm-m 
Rmc Resistividad de Enjarre. Ohm-m 
Rm Resistividad de Lodo. Ohm-m 
Rxo Resistividad de Zona 
Lavada. 
Ohm-m 
F Factor de Formación. Adimensional 
F Frecuencia. hertz 
T Periodo segundos 
ΔT Tiempo de Tránsito. μs/pie 
A Amplitud. metros 
λ Longitud de Onda. metros 
K Permeabilidad. milidarcy 
Φ Porosidad. 
 
(%) 
 
 INGENIERIA PETROLERA 
REGISTROS GEOFISICOS 
81 
 
Pe Índice de Captura 
Fotoeléctrica. 
barns/electrón 
Ρb Densidad de la 
Formación. 
g/cm3 
TENS Tensión lb/plg2 
GR Rayos Gama. API 
AIT INPUT BOREHOLE 
RADIUS 
Radio de Pozo. pulgadas 
AT90, 
AT60; 
…………… 
Resistividad medida en 
diferentes radios de 
investigación. 
Ohm-m 
ATCO90, 
ATCO60; 
…………….. 
Conductividad medida 
en diferentes radios de 
investigación. 
mm/m 
HCAL Calibrador pulgadas 
BS Diámetro de Barrena. pulgadas 
NPHI Porosidad Neutrón. PU 
RHOZ Densidad de Formación. g/cm3 
SHPI Porosidad Sónica. PU 
DT Tiempo de Tránsito 
Compresional. 
microsegundos/pie 
SP Potencial Natural. mV(milivolts) 
 
 
 
 INGENIERIA PETROLERA 
REGISTROS GEOFISICOS 
82 
 
 
BIBLIOGRAFIA 
 
Guillermo Guillot ,2010. 
“Manual básico para la interpretación de registros geofísicos de pozo”, 
Tesis de Licenciatura, UNAM, México. 
Falla Villegas Elías John, 2010. 
“Interpretación de Registros de Pozos de Petroleó “, UNMSM, México. 
 
Glover Paul, 2010. 
“Petrophisycs MSc Course Notes” 
 
Valenzuela Cazares Jesús Martin; 1986. 
“Análisis e Interpretación de Registros Geofísicos y su Aplicación a la 
Ingeniería de Perforación”, Tesis de Licenciatura, IPN, México. 
 
Morfin Faure Alberto, 2007. 
“Interpretación de Registros para Perforación “, PEMEX, México. 
 
Schlumberger 
“Theory, measurement and interpretation of well log “, New York. 
 
 
Sitios de Internet 
 
http://www.scribd.com/doc/26228291/Registro-o-Perfilaje-de-Pozos 
http://www.slb.com 
 
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