6_1_Manual_de_perforacion

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CONTENIDO 
CONTENIDO ...................................................................................................... 2 
PRESENTACIÓN.................................................................................................. 5 
INTRODUCCIÓN ................................................................................................. 6 
OBJETIVO GENERAL ........................................................................................... 7 
1. PERFORACIÓN DE POZOS ................................................................................ 8 
OBJETIVO PARTICULAR .................................................................................... 8 
1.1 INTRODUCCIÓN A LA PERFORACIÓN DE POZOS ............................................ 8 
Objetivo específico ....................................................................................... 8 
Proceso de perforación de pozos .................................................................... 8 
Secuencia de perforación de pozos ............................................................... 10 
Ejercicio de evaluación ................................................................................ 13 
1.2 CLASIFICACIÓN DE POZOS PETROLEROS ................................................... 13 
Objetivo específico ..................................................................................... 13 
Clasificación de pozos ................................................................................. 13 
Ejercicio de evaluación ................................................................................ 21 
1.3 CLASIFICACIÓN Y SELECCIÓN DE EQUIPOS DE PERFORACIÓN ...................... 22 
Objetivo específico ..................................................................................... 22 
Clasificación de equipos .............................................................................. 22 
Selección de equipos de perforación ............................................................. 28 
Ejercicio de evaluación ................................................................................ 33 
1.4 REGISTROS DE POZO ............................................................................... 33 
Objetivo específico ..................................................................................... 33 
Introducción .............................................................................................. 33 
Potencial Espontaneo .................................................................................. 34 
Resistividad ............................................................................................... 37 
Sónico ...................................................................................................... 40 
Rayos Gamma ........................................................................................... 41 
Densidad ................................................................................................... 44 
Factor Foto Eléctrico ................................................................................... 46 
Neutrón .................................................................................................... 47 
Guía para la interpretación cualitativa ........................................................... 50 
Ejercicio de evaluación ................................................................................ 51 
1.5 ANÁLISIS DE GEOPRESIONES ................................................................... 52 
Objetivo específico ..................................................................................... 52 
Origen de las presiones anormales ............................................................... 52 
Teoría de la compactación ........................................................................... 62 
Análisis de tendencias de compactación ........................................................ 66 
Presión de sobrecarga ................................................................................. 68 
Método de predicción de la presión de poro ................................................... 70 
Presión de fractura ..................................................................................... 73 
Ejercicio de evaluación ................................................................................ 78 
1.6 ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO Y GEOMETRÍA DEL POZO . 79 
Objetivo específico ..................................................................................... 79 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 2 
 
 
Introducción .............................................................................................. 79 
Tipos de tuberías de revestimiento ............................................................... 80 
Criterios de asentamiento............................................................................ 83 
Criterios de selección de la geometría del pozo .............................................. 93 
Ejercicio de evaluación ................................................................................ 95 
1.7 SELECCIÓN DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO ........................................... 95 
Objetivo específico ..................................................................................... 95 
Introducción .............................................................................................. 95 
Especificaciones de tuberías de revestimiento ................................................ 96 
Propiedades de resistencia ........................................................................ 103 
Diseño de tuberías de revestimiento ........................................................... 108 
Ejercicio de evaluación .............................................................................. 110 
1.8 SELECCIÓN DE SARTAS DE PERFORACIÓN................................................ 110 
Objetivo específico ................................................................................... 110 
Introducción ............................................................................................ 110 
Tubería de perforación .............................................................................. 112 
Tubería pesada ........................................................................................ 116 
Lastrabarrenas ......................................................................................... 117 
Estabilizadores y estabilización de la sarta ................................................... 119 
Diseño de la sarta de perforación ............................................................... 124 
Ejercicio de evaluación .............................................................................. 129 
1.9 PERFORACIÓN DIRECCIONAL .................................................................. 130 
Objetivo específico ................................................................................... 130 
Introducción ............................................................................................ 130 
Planeación de la trayectoria direccional ....................................................... 135 
Métodos para estimar la trayectoria direccional ............................................ 148 
Herramientas de desviación ....................................................................... 152 
Ejercicio de evaluación .............................................................................. 157 
1.10 FLUIDOS DE PERFORACIÓN E HIDRÁULICA ............................................. 157 
Objetivo específico ................................................................................... 157 
Introducción a los fluidos de perforación ..................................................... 157 
Funciones del fluido de perforación ............................................................. 158 
Clasificación de fluidos ..............................................................................161 
Propiedades físico-químicas ....................................................................... 167 
Sistemas de control de sólidos ................................................................... 174 
Introducción a la hidráulica de perforación .................................................. 178 
Reología de fluidos ................................................................................... 179 
Pérdidas de energía en el sistema hidráulico ................................................ 188 
Presión en el fondo del pozo y densidad equivalente ..................................... 198 
Modelos de optimización ........................................................................... 199 
Hidráulica optimizada ............................................................................... 203 
Capacidad de acarreo de recortes ............................................................... 208 
Ejercicio de evaluación .............................................................................. 210 
1.11 BARRENAS DE PERFORACIÓN ................................................................ 210 
Objetivo específico ................................................................................... 210 
Introducción ............................................................................................ 210 
Tipos de barrenas ..................................................................................... 211 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 3 
 
 
Mecanismos de corte ................................................................................ 215 
Código de clasificación de barrenas ............................................................ 217 
Evaluación del desgaste de barrenas .......................................................... 218 
Selección de barrenas ............................................................................... 220 
Ejercicio de evaluación .............................................................................. 223 
1.12 CEMENTACIONES ................................................................................. 223 
Objetivo específico ................................................................................... 223 
Introducción ............................................................................................ 223 
Clasificación de cementos y cementaciones ................................................. 224 
Factores que afectan las cementaciones ...................................................... 225 
Accesorios para las cementaciones ............................................................. 227 
Ejercicio de evaluación .............................................................................. 227 
CONCLUSIÓN .............................................................................................. 228 
REFERENCIAS ................................................................................................ 229 
 
 
 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 4 
 
 
PRESENTACIÓN 
Estimado participante, 
Bienvenido al “Programa de Inducción para recién egresados en Ingeniería 
Petrolera y Geociencias”. A través del manual: 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 
 
Queremos darle todo el apoyo e información que NECESITAS, para comenzar y 
llevar a cabo este curso de aprendizaje en forma exitosa. En él encontrarás la 
información fundamental para trabajar de manera dinámica, pero además, 
podrás acceder a la información general del curso, objetivos, contenidos, 
recursos pedagógicos de apoyo al aprendizaje y al sistema de evaluación, así 
como también a todas las indicaciones de dónde y cómo ir avanzando en él. 
Te invitamos a leer detenidamente este manual antes de comenzar a trabajar en 
el curso. 
 
¡Adelante y éxito en su estudio! 
 
 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 5 
 
 
INTRODUCCIÓN 
El presente manual es un soporte didáctico para el participante sobre los 
conceptos básicos de la planeación y diseño de la perforación, terminación y 
reparación de pozos. En él se describen cada una de las áreas del conocimiento 
que un Ingeniero debe conocer en sus fundamentos y dominar a un nivel de 
especialidad con el tiempo. Se inicia con los temas de perforación, para después 
pasar a la terminación y concluir con la reparación de pozos. 
Los temas que se describen inician con el conocimiento de las presiones del 
subsuelo y sucesivamente se van tocando temas relacionados como: la medición 
de parámetros para diseñar y evaluar como los registros de pozos, la selección 
de los diferentes dispositivos y accesorios que serán utilizados para construir y 
terminar el pozo, los métodos, procedimientos y técnicas necesarias para 
concretar una actividad de diseño y operación. 
Para cada uno de los temas se ha establecido un ejercicio a manera de evaluación 
del aprendizaje y que servirán para ir resolviendo dudas concretas. 
 
 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 6 
 
 
OBJETIVO GENERAL 
Al término del curso, el participante diseñará lo básico de los programas de 
perforación, terminación y reparación de pozos. Asimismo, el participante 
demostrará lo aprendido por escrito a través de una evaluación final que 
contenga los conceptos fundamentales del diseño de la perforación, terminación 
y reparación de pozos. 
 
 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 7 
 
 
1. PERFORACIÓN DE POZOS 
OBJETIVO PARTICULAR 
Al término del tema, el participante explicará el proceso de diseño de la 
perforación de pozos mediante una presentación oral por equipo de los 
resultados por escrito de cada uno de los ejercicios planteados por subtema. 
1.1 INTRODUCCIÓN A LA PERFORACIÓN DE POZOS 
Objetivo específico 
Al término del subtema, el participante identificará en un diagrama mecánico de 
las diferentes etapas de perforación de un pozo y lo entregará por escrito. 
Proceso de perforación de pozos 
La operación de perforación puede ser definida como el proceso de “HACER UN 
AGUJERO”, es decir, un pozo cuyo objetivo es alcanzar el yacimiento (roca 
almacenadora) y conducir los hidrocarburos a la superficie. Así de simple como 
parece la definición, la operación de hacer un agujero es una tarea bastante 
compleja, delicada y costosa, por lo que debe ser planeada y ejecutada de tal 
manera que se efectúe en una forma segura y eficiente, para que finalmente se 
obtenga un pozo al mínimo costo y que permita conducir los hidrocarburos a la 
superficie. El proceso de perforación actual consiste en perforar un agujero 
mediante la aplicación de movimiento rotatorio y una fuerza de empuje (peso); 
a través de una tubería hueca (sarta de perforación), a un elemento de corte 
denominado barrena, que destruye la roca convirtiéndola en cortes o recortes 
(Velázquez-Cruz, 2004). La figura 1.1.1 muestra el proceso de perforación 
rotatoria. 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 8 
 
 
 
Figura 1.1.1 Proceso de perforación rotatoria (www. 
igs.indiana.edu) 
El movimiento rotatorio se genera en la superficie y se transmite a la barrena 
por medio de la sarta de perforación o en forma hidráulica accionando un motor 
de fondo conectado a la barrena. La fuerza de empuje se genera con el mismo 
peso de la sarta de perforación (figura 1.1.2). 
 
Figura 1.1.2 Transmisión del movimiento rotario a la barrena 
y de la fuerza de empuje (modificado de www.antech.co.uk). 
Los recortes de roca que genera la barrena son sacados del pozo mediante la 
circulación de un fluido, el cual se inyecta por el interior de los tubos huecos 
(sarta de perforación), pasa a través de los conductos de la barrena, se regresa 
por el espacio anular (espacio entre el agujero que se está perforando y la sarta 
de perforación), se descarga sobre el sistema de separación de sólidos y 
finalmente circula por el sistema de presas para posteriormente iniciar un nuevo 
ciclo (Velázquez-Cruz, 2004).La figura 1.1.3 resume el proceso. 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 9 
 
 
 
Figura 1.1.3 Circuito hidráulico de circulación del fluido 
(modificado de Sheeran, 1998) 
Secuencia de perforación de pozos 
El pozo se inicia perforando un intervalo corto con una barrena de diámetro 
grande. El fluido de perforación que se utiliza normalmente es una mezcla de 
agua con bentonita. A la construcción del primer agujero se le conoce como etapa 
del conductor o primera etapa (figura 1.1.4). 
 
Figura 1.1.4 Perforación del primer intervalo (modificado de 
Sheeran, 1998). 
Posteriormente se introduce y se cementa una tubería de acero llamada tubería 
de revestimiento (TR). Las tuberías de revestimiento (TR) constituyen el medio 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 10 
 
 
con el cual se reviste el agujero que se va perforando (figura 1.1.5). El objetivo 
es proteger las zonas perforadas para evitar que se derrumben y aislar las zonas 
que causan problemas durante la perforación del pozo. La primera tubería de 
revestimiento se conoce como conductora. 
 
Figura 1.1.5 Introducción de tubería de revestimiento 
(modificado de Sheeran, 1998). 
Una vez cementado el tubo conductor, se introduce una barrena de menor 
diámetro a través de la primera TR cementada (figura 1.1.6 izquierda). Esta 
barrena perfora un nuevo agujero por debajo de esta TR y también este nuevo 
agujero es revestido y cementado (figura 1.1.6 derecha). Esta etapa se conoce 
como etapa superficial. La TR cementada en esta etapa se le llama TR superficial. 
 
Figura 1.1.6 Perforación de la etapa superficial (modificado 
de Sheeran, 1998). 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 11 
 
 
Y así sucesivamente se va perforando un agujero cada vez más pequeño y 
también se van introduciendo y cementando tuberías de revestimiento (figura 
1.1.7). A las etapas posteriores a la superficial y antes de la última, se les conoce 
como etapas intermedias. 
 
Figura 1.1.7 Perforación de la etapa intermedia (modificado 
de Sheeran, 1998). 
De esta forma el pozo es perforado por etapas o intervalos, hasta que se alcanza 
el yacimiento u objetivo del pozo (Velázquez-Cruz, 2004). Las tuberías de 
revestimiento toman el nombre de la etapa que se perforó. La última etapa que 
se perfora se conoce como etapa de explotación y puede ser revestida con 
tubería (figura 1.1.8 derecha) o puede ser dejada con el agujero sin revestir, es 
decir, en agujero descubierto (figura 1.1.8 izquierda). 
 
Figura 1.1.8 Perforación de la última etapa o etapa de 
explotación (modificado de Sheeran, 1998). 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 12 
 
 
Una vez que se concluye la etapa de perforación, inicia la etapa que se conoce 
como terminación del pozo. La terminación de un pozo es un proceso que se 
inicia después de cementada la última tubería de revestimiento (TR de 
explotación) y se realiza con el fin de dejar el pozo produciendo hidrocarburos 
(figura 1.1.9) o taponado si así se determina (Velázquez-Cruz, 2004). 
 
Figura 1.1.9 Terminación y producción del pozo (modificado 
de Sheeran, 1998). 
Ejercicio de evaluación 
En el archivo “Ejercicio-1.1.pptx” se tiene un diagrama mecánico de un pozo, 
identificar las diferentes etapas de perforación del pozo, realice una presentación 
con sus resultados 
1.2 CLASIFICACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
Objetivo específico 
Al término del subtema, el participante identificará los tipos de pozos petroleros 
por sus objetivos y sus trayectorias, realizando un ejercicio por escrito de 
identificación del tipo de pozo mediante la graficación de sus trayectorias. 
Clasificación de pozos 
Los pozos que se perforan con fines de explotación petrolera pueden ser 
clasificados de acuerdo a su objetivo de la siguiente manera (Velázquez-Cruz, 
2004): 
 Pozos exploratorios 
 Pozos delimitadores 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 13 
 
 
 Pozos de desarrollo 
 Pozos intermedios 
Los pozos exploratorios se perforan con la finalidad de descubrir nuevas reservas 
de hidrocarburos (aceite y gas). Los pozos exploratorios pueden ser perforados 
para (Devereux, 1999): 
1.- Probar una trampa que jamás ha producido. 
2.- Probar un yacimiento que nunca ha producido, en un campo petrolero 
conocido, que está más profundo o somero que el yacimiento productor 
actual. 
3.- Extender el conocimiento de los límites del yacimiento productor. 
 
(a) 
 
(b) 
Figura 1.2.1 Pozo exploratorio (www.usgs.gov). 
La figura 1.2.1 (a) muestra un equipo de perforación perforando un pozo 
exploratorio en California Estados Unidos (www.usgs.gov) y la figura 1.2.1 (b) 
esquematiza la estructura geológica que se está explorando. 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 14 
 
 
 
(a) 
 
(b) 
Figura 1.2.2 Esquematización de pozos delimitadores 
(modificado de www.usgs.gov). 
Los pozos delimitadores se perforan para determinar el tamaño y la extensión 
de un yacimiento con la finalidad de justificar la viabilidad económica de un 
desarrollo (Velázquez-Cruz, 2004). Los pozos se perforan a los lados o flancos 
del pozo exploratorio descubridor tal y como se esquematiza en la figuras 1.2.2 
(a) y (b). 
 
Figura 1.2.3 Esquematización de pozos de desarrollo. 
Los pozos de desarrollo se perforan con la finalidad de explotar las reservas de 
hidrocarburos definidas con los pozos exploratorios y delimitadores de una forma 
planeada y racional tal manera de maximizar la recuperación (Velázquez-Cruz, 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 15 
 
 
2004). La figura 1.2.3 esquematiza la distribución de pozos de desarrollo desde 
un sitio de perforación/producción. 
Los pozos intermedios son pozos de desarrollo que tienen la finalidad de explotar 
la reserva remanente que no fue drenada con los pozos perforados en el 
desarrollo primario del campo (Velázquez-Cruz, 2004). La figura 1.2.4 
esquematiza el tipo de pozo intermedio. 
 
Figura 1.2.4 Esquematización de pozos de desarrollo y pozos 
intermedios (modificado de www.geomore.com) 
También, los pozos petroleros pueden ser clasificados según la forma en la que 
se perforan. En general los tipos de pozo son (Velázquez-Cruz, 2004): 
 Verticales 
 Direccionales 
 Tipo J 
 Tipo S 
 Horizontales 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 16 
 
 
 Radio largo 
 Radio medio 
 Radio corto 
 Multilaterales 
 Ramificados 
 Alcance Extendido 
 Diámetro Reducido 
Los pozos verticales son pozos cuya desviación máxima no debe ser mayor de 
5°, sin embargo, la desviación máxima permitida para que un pozo sea 
considerado como vertical depende de la política establecida por la empresa 
propietaria del pozo (Velázquez-Cruz, 2004). La figura 1.2.5 (a) esquematiza un 
pozo vertical con una desviación máxima de 5° y la figura 1.2.5 (b) hace un 
comparativo entre la forma de un pozo vertical y uno horizontal. 
 
(a) 
 
(b) 
Figura 1.2.5 (a) Pozo vertical y (b) pozos horizontal y 
vertical (modificado de Macías, 2006). 
Un pozo direccional es un pozo que ha sido intencionalmente desviado en una 
dirección específica para alcanzar el objetivo. Los pozos direccionales 
convencionales se clasifican en (Inglis, 1987): 
 Tipo I o “J”, incrementar y mantener. 
 Tipo II o “S”; incrementar, mantener y decrementar. 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 17 
 
 
 Tipo III, incremento continuo 
La profundidad a la cual inicia la desviación se conoce como punto de inicio de 
desviación o KOP (Kick Off Point). La profundidad a la cual se termina la 
construcción de ángulo se conoce como fin de la curva o EOC (End of Curve). El 
ángulo que el pozo se desvía de la vertical se conoce como desviación. La figura 
1.2.6 muestra los diferentes tipos de pozos direccionales. 
 
Figura 1.2.6 pozos direccionales (modificado de Hyne, 
2001). 
Los pozos tipo “J” empiezan con una sección vertical para después desviarse 
hasta un ángulo predeterminadoy mantener una dirección específica hasta 
alcanzar el objetivo. Los pozos tipo “S” inician con una sección vertical, después 
se desvían en un ángulo predeterminado, para posteriormente regresar el pozo 
a la vertical para alcanzar el yacimiento de esta forma (Velázquez-Cruz, 2004). 
Un pozo horizontal (figura 1.2.6a) es un pozo que se desvía de la vertical hasta 
alcanzar una desviación de más de 80° y penetrar al yacimiento con una sección 
completamente horizontal (90°). Este tipo de pozos tienen el objetivo de 
maximizar la longitud expuesta en el yacimiento para así mejorar su 
productividad. Los pozos horizontales pueden ser de radio largo, radio medio y 
radio corto (figura 1.2.6b). La diferencia entre ellos estriba en los ritmos de 
desviación de ángulo (°/m), en la longitud de la curva o radio de curvatura (R) 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 18 
 
 
y la longitud de la sección horizontal. En pozos de radio largo la desviación es 
gradual con ritmos de desviación de 2-6°/30 m, radios de curvatura de 300 a 
900 m y secciones horizontales entre 600 a 2500 m. Debido a que en este tipo 
de pozos se tienen radios de curvatura largos, se hacen adecuados para pozos 
profundos o de alcance extendido. Los pozos de radio medio tienen ritmos de 
desviación intermedios que oscilan entre los 6-35°/30 m, radios de curvatura de 
90 a 245 m y secciones horizontales de 450 a 2500 m. Los pozos de radio corto 
tienen un cambio abrupto de la vertical a la horizontal con ritmos de desviación 
de 5-10°/m, radios de curvatura de 6 a 12 m y secciones horizontales de 90 a 
300 m (Velázquez-Cruz, 2004). 
 
(a) 
 
(b) 
Figura 1.2.6 Pozos horizontales (modificado de Ortiz, 2005). 
Un pozo multilateral es aquel que tiene dos o más laterales perforados a partir 
de un pozo común o principal (figura 1.2.7a). Estos pozos laterales pueden ser 
horizontales o direccionales. Los pozos ramificados (figura 1.2.7b) son aquellos 
que se derivan a partir de un pozo horizontal para explotar un mismo yacimiento 
contenido en un mismo plano horizontal. A los pozos ramificados se les conoce 
también como pozos de entradas múltiples o de re-entradas (Huerta, 2005). 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 19 
 
 
 
(a) 
 
(b) 
Figura 1.2.7 (a) pozos multilaterales y (b) pozo ramificado 
(modificado de Macías, 2006) 
Los pozos de alcance extendido (figura 1.2.8) son aquellos que tienen una 
relación desplazamiento horizontal / profundidad vertical verdadera (DH / PVV) 
mayor a 2. Esto no limita el tipo de trayectoria que puedan tener y es posible 
planearlos como pozos direccionales o como horizontales, dependiendo de las 
condiciones geológicas y del equipo superficial (Macías, 2006). 
 
 
Figura 1.2.8 Pozos de alcance extendido (modificado de 
Huerta, 2005) 
Un pozo de diámetro reducido (figura 1.2.9) es un pozo perforado con una 
barrena de 6 ¼” o menor hasta su profundidad total (Hough, 1992) y cuando es 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 20 
 
 
terminado con una tubería de revestimiento de explotación de 4” o menor 
(Susilo, 2002). Se recomienda su uso para: 
 Exploración 
 Yacimientos con baja producción 
 Reducción de costos 
 Minimizar impacto ambiental 
 
Figura 1.2.9 Pozos de diámetro reducido (modificado de 
Hough, 1992) 
Ejercicio de evaluación 
En el archivo “Ejercicio-1.2.xlsx” se tiene información de las trayectorias de 
diferentes tipos de pozo. Para cada una de las trayectorias realice una 
presentación donde se muestre la trayectoria del pozo y en cada lámina 
especifique el tipo de pozo, así como el objetivo de cada uno de ellos. 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 21 
 
 
1.3 CLASIFICACIÓN Y SELECCIÓN DE EQUIPOS DE 
PERFORACIÓN 
Objetivo específico 
Al término del subtema, el participante identificará los diferentes tipos equipos 
para perforar y los seleccionará con base en las cargas esperadas, realizando un 
ejercicio por escrito. 
Clasificación de equipos 
Para construir un pozo petrolero se utilizan equipos de perforación cuyo tipo 
depende del lugar a perforar. El equipo de perforación por sí solo permite realizar 
únicamente dos funciones básicas (Velázquez-Cruz, 2004): 
 Subir y bajar las diferentes sartas de tuberías del pozo 
 Darle rotación a la sarta de perforación. 
Todas las demás funciones que se realizan durante la perforación de un pozo se 
llevan a cabo mediante el empleo de equipo auxiliar. Los equipos de perforación 
se pueden clasificar como sigue (figura 1.3.1): 
Equipos Terrestres: 
 Ligeros 
 Pesados 
Equipos Marinos: 
 Fijos 
 Plataforma 
 Auto-Elevable 
 Flotantes 
 Sumergible o Barcaza 
 Semi-sumergible 
 Barco 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 22 
 
 
 
Figura 1.3.1 Equipos de perforación (www.naturalgas.org). 
Un equipo de perforación terrestre ligero (figura 1.3.2) es aquel parar perforar 
pozos someros (menores de 10,000 pies de profundidad). El equipo también 
puede ser utilizado para reparar pozos. Este tiene generalmente dos bombas de 
alta presión para circular el fluido de perforación. Las capacidades en general son 
menores a las de un equipo de perforación terrestre pesado. Este tipo de equipos 
también son transportados por una flotilla de camiones hasta la localización 
(Devereux, 1999). 
 
Figura 1.3.2 Equipos de perforación terrestre ligero 
(www.tradequip.com). 
Un equipo de perforación terrestre pesado (figura 1.3.3) es aquel para perforar 
pozos profundos o muy profundos (de más de 10,000 pies). La carga máxima 
que la torre o mástil es capaz de soportar será igual o excederá 1’000,000 libras. 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 23 
 
 
El equipo tiene dos, tres o más bombas de lodo para circular el fluido de 
perforación. Los preventores (BOPs) disponibles serán para alta presión, de 
10,000 PSI o mayor. La capacidad de almacenamiento de líquidos y materiales 
debe ser alta (Devereux, 1999). El equipo de perforación es transportado por 
una flotilla de camiones hasta la localización. 
 
 
Figura 1.3.3 Equipos de perforación terrestre pesado 
(www.tradequip.com). 
Una plataforma marina (figura 1.3.4) está fija en el lecho marino. Es una 
construcción basada en tubulares de acero y puede tener un equipo de 
perforación completo, así como contenedores para el alojamiento. Normalmente 
estas plataformas se instalan con la capacidad para perforar una gran cantidad 
de pozos (en plataformas grandes más de 30 pozos). Se tienen conductores 
piloteados en el fondo marino por donde se perforarán los pozos. El equipo de 
perforación corre sobre rieles por encima de estos conductores y de esta manera 
va perforando cada pozo. Una vez que todos los pozos en la plataforma han sido 
perforados, el equipo de perforación puede ser retirado de la plataforma para 
incrementar los espacios. Pueden ser autosuficientes o asistidos por barcazas de 
servicio (Devereux, 1999). 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 24 
 
 
 
Figura 1.3.4 Plataformas marinas fijas (www.offshore-
technology.com). 
Un equipo de perforación autoelevable o “jackup” (figura 1.3.5) tiene un casco 
flotante, normalmente de forma triangular o cuadrada. En cada esquina tiene 
piernas de acero. El equipo tiene la capacidad de moverse por auto-propulsión a 
la localización o por medio de remolcadores. Una vez que se encuentra en la 
posición adecuada, las piernas son bajadas hasta alcanzar fondo marino. Cuando 
las columnas o piernas se encuentran asentadas en el lecho marino, la cubierta 
es elevada más allá del nivel del agua (normalmente más de 25 metros). La torre 
está localizada en una estructura o “cantilever” que se mueve fuera del casco y 
coloca al equipo en un costado. Esto permite posicionar la plataforma 
autoelevable junto a plataformas fijas y posicionar la torre encima de los pozos 
(Devereux, 1999). 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 25 
 
 
 
 
Figura 1.4.5 Plataforma auto-elevableo Jack-up 
(www.drillingcontractor). 
Una barcaza de perforación (figura 1.3.6) es un barco de suelo plano usado en 
aguas muy someras y protegidas, como ríos, lagos y en tirantes de agua hasta 
de 50 pies de profundidad. Se sumergen cuando los compartimientos del casco 
son inundados con agua. El equipo se apoya en el lecho lacustre y parte del 
mismo queda por encima del nivel del agua para permitir el trabajo de la 
cuadrilla de perforación. Las barcazas pueden navegar o ser remolcados y 
perforar pozos de hasta 20,000 pies (Devereux, 1999). 
 
Figura 1.4.6 Barcaza de perforación 
(www.maerskdrilling.com). 
Un equipo semi-sumergible (figura 1.3.7) es un equipo de perforación sentado 
sobre columnas de acero (entre 3 y 8), bajo las cuales están unas cámaras de 
flotación (llamadas pontones). Cuando se transporta entre localizaciones, los 
pontones están vacíos (o llenos con agua lo necesario para darle estabilidad) de 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 26 
 
 
tal manera que el equipo flote a suficiente altura del agua. Una vez que el equipo 
está posicionado sobre la localización a perforar, se bombea agua de lastre a los 
tanques localizados dentro de los pontones y columnas de tal manera que el 
equipo se empieza a sumergir. Un equipo semi-sumergible puede ser capaz de 
llevar la mayoría o todo el equipo y suministros que necesite para perforar un 
pozo. Pueden ser auto-propulsados o pueden ser remolcados entre 
localizaciones. En la localización, pueden estar anclados o pueden estar 
posicionados dinámicamente (Devereux, 1999). 
 
Figura 1.3.7 Plataforma semi-sumergible (Kewo, 2005). 
Un barco perforador (figura 1.3.8) tiene un casco en forma de barco y en la parte 
central está localizada una torre, bajo la cual está un gran agujero que atraviesa 
el casco. Este agujero es llamado escotilla de perforación o “Moon pool”. Los 
barcos de perforación varían en tamaño, pero los más grandes pueden llevar 
cualquier cosa necesaria para perforar pozos bastante alejados sin re-
abastecimiento. Estos pueden ser movidos rápidamente a la localización sin 
asistencia de remolcadores. Los barcos de perforación frecuentemente se 
posicionan dinámicamente sobre la localización en lugar de anclarse en el lugar 
(Devereux, 1999). 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 27 
 
 
 
 
Figura 1.3.8 Barco de perforación (Kewo, 2005). 
Selección de equipos de perforación 
La selección del equipo de perforación consiste en establecer la localización del 
sitio a perforar y definir las diversas cargas que tendrá que soportar el equipo, 
entre otros a saber (Peralta, 2010): 
 Tipo de instalación (terrestre, lacustre o marina) 
 Rango de profundidades del pozo 
 Carga máxima de las tubería de revestimiento programadas 
 Peso, torque y arrastre de las sartas de perforación 
 Sistema de lodos y requerimientos hidráulicos 
 Tamaño de los agujeros y tuberías de revestimiento 
 Rango de velocidades rotatorias requeridas 
 Dimensiones de la subestructura: altura y espacio libre inferior 
 Sistemas para la prevención y control de brotes 
 Equipos requeridos para instalación y mudanza 
 Campamento y servicios de alojamiento 
 Consideraciones de seguridad, salud y control ambiental 
 Disponibilidad y Costo 
Después de definir la localización del sitio a perforar y el tipo de equipo a utilizar, 
se deberá seleccionar el equipo de perforación que pueda alcanzar sin 
limitaciones el objetivo geológico definido. La figura 1.3.9 muestra diferentes 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 28 
 
 
equipos de perforación terrestre caracterizados por su potencia en el malacate y 
la profundidad que pueden alcanzar. 
 
Figura 1.3.9. Equipos de perforación terrestre clasificados 
por su alcance en profundidad (Peralta, 2010). 
Asimismo, se deberá definir la carga máxima que deberá soportar el equipo de 
perforación considerando el peso de las tuberías de revestimiento (T.R.) que 
serán introducidas y cementadas en el pozo. Para definir el peso de las tuberías 
de revestimiento por cada etapa de perforación se deberá considerar que están 
sumergidas en el fluido de perforación, por lo que el peso se debe afectar por un 
factor de flotación usando la expresión siguiente (Adams, 1985): 
a
L
FF ρ
ρ
−=1 ............................................................................. (1.3.1) 
Donde: 
FF= Factor de flotación, (adimensional). 
ρL= Densidad del lodo, (gr/cc) 
ρa = Densidad del acero (7.856 gr/cc) 
Por ejemplo, si se tiene una tubería de revestimiento de 13 3/8” P-110 de 72 
lb/ft que revestirá una longitud de pozo de 3500 m y con una densidad de lodo 
de 1.55 g/cc, el peso en el aire y el peso flotado de esa tubería sería como se 
muestra en la tabla 1.3.1. 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 29 
 
 
Tabla 1.3.1. Resultados del peso flotado de la T.R. de 13 3/8”, P-110, 72 lb/ft 
 
Por otro lado, también es necesario hacer el cálculo del peso flotado de la sarta 
de perforación que será utilizada para cada una de las etapas de perforación del 
pozo. La figura 1.3.10 resume un ejemplo de cálculo de cada uno de los 
componentes de una sarta de perforación 
 
Figura 1.3.10. Ejemplo de peso flotado de una sarta de 
perforación (Peralta, 2010) 
Otro aspecto importante de la selección del equipo de perforación es la presión 
máxima que soportarán las conexiones superficiales del equipo, así como la 
potencia hidráulica de las bombas de lodos. La figura 1.3.11 muestra los 
resultados de un cálculo hidráulico en la etapa de 17 ½” de un pozo. 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 30 
 
 
 
Figura 1.3.11. Resultados del cálculo hidráulico en una etapa 
de perforación (Peralta, 2010) 
También se debe considerar el diámetro máximo de herramientas y tuberías que 
deberán pasar por el interior de la mesa rotatoria definida para cada equipo de 
perforación. Al final se deberá establecer un listado de verificación como se 
muestra en la tabla 1.3.2 para posteriormente seleccionar el equipo que cumpla 
con los criterios de selección. 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 31 
 
 
Tabla 1.3.2. Resultados de los criterios de selección (Modificado de Peralta, 
2010) 
 
La figura 1.3.12 muestra una ficha técnica de un equipo de perforación que 
cumple con los criterios de selección descritos en la tabla 1.3.2. 
 
Figura 1.3.12. Ficha técnica de un equipo de perforación 
terrestre (Peralta, 2010) 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 32 
 
 
Ejercicio de evaluación 
Con los datos del archivo “Ejercicio-1.3.pdf”, defina por escrito y presente el tipo 
de equipo para perforar el pozo y la carga máxima que deberá soportar con la 
información disponible. 
1.4 REGISTROS DE POZO 
Objetivo específico 
Al término del subtema, el participante identificará cualitativamente diferentes 
formaciones, realizando un ejercicio por escrito utilizando varios tipos de 
registros de pozo. 
Introducción 
El registro de pozo es la representación gráfica de una propiedad física de la roca 
contra la profundidad. Los registros de pozo son indispensable en: 
 La caracterización geológica y de yacimientos 
 El desarrollo de campos 
 La evaluación de reservas 
Los registros de pozo se pueden clasificar de la siguiente manera: 
 En función del principio de medición de la herramienta 
 Electromagnéticos 
 Eléctricos (resistivos e Inductivos) 
 Acústicos 
 Radioactivos 
 Mecánicos 
 En función de la propiedad física a medir: 
 Porosidad 
 Resistividad 
 Densidad 
 Diámetro 
La tabla 1.4.1 resume los registros más comunes y sus principales aplicaciones. 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 33 
 
 
Tabla 1.4.1 Registros de pozo más comunes (Modificado de Evenick, 2008) 
 
Potencial Espontaneo 
Un registro de Potencial Espontaneo (SP) mide la corriente eléctrica en milivolts 
que se origina debido a la diferencias de salinidad entre elfluido de perforación 
y el fluido de la formación. La deflexión positiva o negativa de la curva SP 
representa que fluido tiene mayor carga iónica. La figura 1.4.1 muestra 
diferentes comportamientos del potencial espontaneo dependiendo la salinidad 
de los fluidos. 
 
Figura 1.4.1 Comportamiento del potencial espontáneo 
dependiendo de la salinidad de los fluidos (Martell, 2008) 
Las principales aplicaciones del registro de potencial espontaneo (SP) se 
muestran a continuación: 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 34 
 
 
 Determinar cuerpos permeables 
 Determinar los límites entre capas 
 Correlacionar estratos 
 Determinar valores de resistividad del agua intersticial de las formaciones 
 Conocer cualitativamente el contenido arcilloso de una capa 
A manera de ejemplo, en la figura 1.4.2 (a) se observa una interpretación 
cualitativa de límites entre capas y cuerpos permeables. En la figura 1.4.2 (b) se 
muestra el cálculo cualitativo del contenido de arcilla utilizando datos del registro 
de potencial espontaneo. 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 35 
 
 
 
(a) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
(b) 
Figura 1.4.2 (a) Interpretación cualitativa del registro SP 
(Schlumberger, 2008) y (b) Definición cualitativa del 
porcentaje de arcilla (Schlumberger, 2008). 
Como se puede concluir de la figura 1.4.1, el SP solo funciona en fluidos base 
agua. La figura 1.4.3 muestra el comportamiento característico del registro de 
potencial espontaneo en diferentes litologías y fluidos contenidos en la roca. 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 36 
 
 
 
Figura 1.4.3 Comportamiento del potencial espontáneo en 
diferentes litologías (Rider, 2008). 
Resistividad 
Un registro de resistividad mide la resistencia de la formación al flujo de corriente 
en unidades de Ohm-m. La resistividad es el reciproco de la conductividad y 
está relacionada con la porosidad y el tipo de fluido presente en la formación y 
el pozo, de acuerdo con la expresión: 
𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅(𝑜𝑜ℎ𝑚𝑚𝑅𝑅 −𝑚𝑚2/𝑚𝑚) = 1𝑥𝑥1000
𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝑣𝑣𝐶𝐶𝐶𝐶𝑖𝑖𝐶𝐶
(𝑚𝑚𝑅𝑅𝑚𝑚𝑅𝑅𝑚𝑚ℎ𝑜𝑜𝑅𝑅/𝑚𝑚)..................... (1.4.1) 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 37 
 
 
La figura 1.4.4 (a) muestra el comportamiento de la corriente eléctrica al pasar 
a través de una unidad de volumen saturada solo por agua y la figura 1.4.4 (b) 
una unidad de volumen comprendida por roca y agua. 
 
(a) 
 
(b) 
Figura 1.4.4 Comportamiento de la corriente eléctrica 
(Schlumberger, 2008). 
Las aplicaciones básicas de la resistividad son las siguientes: 
 Detección de hidrocarburos 
 Definición de litologías 
 Calculo de sobrepresiones 
 Determinación de resistividad del agua y saturaciones 
La saturación de aceite necesaria para el cálculo de reservas puede ser 
determinada con la siguiente expresión: 
𝑆𝑆𝐶𝐶 = 1 − 𝑆𝑆𝑤𝑤 .............................................................................. (1.4.2) 
Donde: 
So = saturación de aceite (fracción) 
Sw = Saturación de agua (fracción) 
La saturación de agua puede ser estimada mediante la ecuación de Archie (1942) 
como sigue: 
𝑆𝑆𝑤𝑤 = �
𝐹𝐹∙𝑅𝑅𝑤𝑤
𝑅𝑅𝑡𝑡
�
1 𝐶𝐶�
 ........................................................................... (1.4.3) 
𝐹𝐹 = 𝑖𝑖
∅𝑚𝑚
 .................................................................................... (1.4.4) 
Donde: 
Rw = Resistividad del agua de formación (ohm-m) 
Rt = Resistividad verdadera de la formación (ohm-m) 
F= Factor de formación (adimensional) 
n= Exponente de saturación 
m= Factor cementación 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 38 
 
 
a= Constante de litología 
φ= Porosidad de la formación 
Los valores más comúnmente usados para los parámetros de la ecuación de 
Archie son: m = 1.8, n = 2 y a = 1; sin embargo, para rocas no consolidadas, la 
compañía Humble Oil propuso los siguientes parámetros: m = 2.15, n = 2 y a = 
0.62 (Schlumberger, 2008). La figura 1.4.5 muestra el comportamiento 
característico del registro de resistividad en diferentes litologías y fluidos 
contenidos en la roca. 
 
Figura 1.4.5 Comportamiento de la resistividad en diferentes 
litologías (Rider, 2008). 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 39 
 
 
Sónico 
La herramienta sónica crea una señal acústica y mide el tiempo que tarda en 
traspasar una roca en microsegundos por pie (ms/ft). La figura 1.4.6 ejemplifica 
este proceso. 
 
(a) 
 
(b) 
Figura 1.4.6 Principio de medición de la herramienta sónica 
(Schlumberger, 2008). 
La simple medición de este tiempo nos da un indicador de las propiedades de la 
formación, entre estos se encuentra la porosidad. Wyllie (1956) desarrolló una 
expresión para calcular la porosidad de la roca basada en el tiempo de tránsito 
de un registro sónico, su expresión es: 
∆𝑅𝑅𝑙𝑙𝐶𝐶𝑙𝑙 = ∅ ∙ ∆𝑅𝑅𝑓𝑓 + (1 − ∅)∆𝑅𝑅𝑚𝑚𝑖𝑖 ......................................................... (1.4.5) 
∅ = ∆𝐶𝐶𝑙𝑙𝑙𝑙𝑙𝑙−∆𝐶𝐶𝑚𝑚𝑚𝑚
∆𝐶𝐶𝑓𝑓−∆𝐶𝐶𝑚𝑚𝑚𝑚
 ............................................................................ (1.4.6) 
Donde: 
∆tlog = Tiempo de tránsito leído del registro (ms/ft) 
∆tma = Tiempo de tránsito de la matriz de la roca (ms/ft) 
∆tf = Tiempo de tránsito del fluido que satura la roca (ms/ft) 
φ = Porosidad de la formación (fracción) 
El registro sónico es un buen indicador de la densidad de la roca y de la presencia 
de gas, ya que las mediciones serán bajas y tendrán irregularidades en presencia 
de gas. La figura 1.4.7 muestra el comportamiento característico del registro de 
sónico en diferentes litologías y fluidos contenidos en la roca. 
 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 40 
 
 
 
Figura 1.4.7 Comportamiento del tiempo de tránsito en 
diferentes litologías (Rider, 2008). 
 
Rayos Gamma 
Un registro de rayos gamma (GR) mide la radiactividad natural de la formación. 
La radioactividad es el resultado de la desintegración radioactiva del Potasio (K), 
Torio (Th) y Uranio (U). La figura 1.4.8 esquematiza el proceso de medición de 
los rayos gamma naturales. 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 41 
 
 
 
Figura 1.4.8 Principio de medición de los rayos gamma 
naturales (Schlumberger, 2008). 
Los rayos gamma que pasan por rocas son desacelerados y absorbidos a una 
velocidad que depende de la densidad de la formación. Las formaciones menos 
densas exhiben más radioactividad que las formaciones densas, a pesar de que 
podrían contener la misma cantidad de material radioactivo por unidad de 
volumen. Las aplicaciones básicas de los rayos gamma naturales son: 
 Identificación litológica 
 Correlacionar estratos 
 Evaluación de arcillosidad 
Para definir el volumen de arcilla se puede utilizar la siguiente expresión que 
relaciona de manera lineal los valores de rayos gamma como sigue (Rider, 
2000): 
𝑉𝑉𝑠𝑠ℎ = 𝐼𝐼𝐺𝐺𝑅𝑅 =
𝐺𝐺𝑅𝑅𝑙𝑙𝑙𝑙𝑙𝑙−𝐺𝐺𝑅𝑅𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚
𝐺𝐺𝑅𝑅𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚−𝐺𝐺𝑅𝑅𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚
 ................................................................ (1.4.7a) 
Donde: 
GRlog = Lectura de rayos gamma leído del registro (GAPI) 
GRmin = Lectura mínima de rayos gamma (GAPI) 
GRmax = Lectura máxima de rayos gamma (GAPI) 
Vsh = Volumen de arcilla (%) 
Debido a que el volumen de arcilla no necesariamente es una relación lineal entre 
las lecturas de rayos gamma, se pueden utilizar las siguientes expresiones 
cuando el comportamiento es no-lineal (Rider, 2002): 
Para rocas terciarias 
𝑉𝑉𝑠𝑠ℎ = 0.083(23.7∙𝐼𝐼𝐺𝐺𝐺𝐺 − 1) ............................................................... (1.4.7b) 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 42 
 
 
Para rocas antiguas 
𝑉𝑉𝑠𝑠ℎ = 0.33(22∙𝐼𝐼𝐺𝐺𝐺𝐺 − 1) .................................................................. (1.4.7c) 
Otros 
𝑉𝑉𝑠𝑠ℎ =
𝐼𝐼𝐺𝐺𝐺𝐺
3−2×𝐼𝐼𝐺𝐺𝐺𝐺
 ............................................................................(1.4.7d) 
𝑉𝑉𝑠𝑠ℎ = 1.7 − [3.38 − (𝐼𝐼𝐺𝐺𝑅𝑅 + 0.7)2]
1
2 .................................................... (1.4.7e) 
La figura 1.4.9 muestra el comportamiento característico del registro de rayos 
gamma en diferentes litologías. 
 
Figura 1.4.9 Comportamiento del registro de rayos gamma 
en diferentes litologías (Rider, 2008). 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 43 
 
 
Densidad 
El registro de densidad bombardea la formación con rayos gamma y mide la 
cantidad de rayos gamma que regresan a la herramienta, lo cual depende del 
número de electrones presentes. La densidad de los electrones es relacionada 
con la densidad de la formación, a menor intensidad de rayos gamma mayor 
densidad de electrones y viceversa. La figura 1.4.10 (a) muestra el principio de 
medición de la herramienta. 
 
(a) 
 
(b) 
Figura 1.4.10 (a) Principio de medición de la herramienta de 
densidad (Schlumberger, 2008) y (b) Interpretación de 
curva de densidad (Schroeder, 2004). 
La figura 1.4.10 (b) muestra una interpretación del registro de densidad. Las 
aplicaciones básicas del registro son: 
 Detección de hidrocarburos 
 Definición de litologías 
 Determinación de la porosidad 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 44 
 
 
 
Figura 1.4.11 Modelo de porosidad a partir de la densidad de 
la roca (Rider, 2008). 
A partir de la densidad de la roca se puede determinar la porosidad de la 
formación utilizando el modelo que se muestra en la figura 1.4.11 y cuya 
expresión es: 
( ) ( )φρφρρ fmab +−= 1 .................................................................. (1.4.8) 
fma
bma
ρρ
ρρ
φ
−
−
= ............................................................................ (1.4.9) 
Donde: 
ρb = Densidad volumétrica de la roca (g/cm3) 
ρma = Densidad de los granos de la roca (g/cm3) 
ρf = Densidad del fluido que satura la roca (g/cm3) 
φ = Porosidad de la formación (fracción) 
La figura 1.4.12 muestra el comportamiento característico del registro de 
densidad en diferentes litologías y fluidos contenidos en la roca. 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 45 
 
 
 
Figura 1.4.12 Comportamiento del registro de densidad en 
diferentes litologías (Rider, 2008). 
Factor Foto Eléctrico 
Un registro fotoeléctrico (PE) mide la radiación gamma transmitida por una 
formación después de ser bombardeada. El factor fotoeléctrico es medido en 
barns por electrón (barns/-e). 
La cantidad de adsorción fotoeléctrica dentro de la formación depende de la 
mineralogía de la formación, por lo que es un excelente indicador del tipo de 
litología. Este es uno de los pocos registros geofísicos que pueden fácilmente 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 46 
 
 
distinguir calizas de dolomías. La figura 1.4.13 muestra el comportamiento 
característico del factor fotoeléctrico en diferentes litologías. 
 
Figura 1.4.13 Comportamiento del factor fotoeléctrico en 
diferentes litologías (Rider, 2008). 
Neutrón 
La herramienta de neutrones emite neutrones a la formación y miden su 
interacción (figura 1.4.14a). El hidrogeno es el elemento más activo en la 
desaceleración del neutrón (figura 1.4.14b), por lo que un registro de este tipo, 
mide la porosidad de la formación basada en la cantidad de hidrogeno presente 
en la formación. 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 47 
 
 
 
(a) 
 
 
 
 
 
 
 
 
(b) 
Figura 1.4.14 (a) Principio de medición de la herramienta de 
neutrón (Schlumberger, 2008) y (b) Efecto del hidrogeno 
sobre el neutrón (Schlumberger, 2008). 
La determinación de la porosidad es una de las aplicaciones básicas del registro 
neutrón, ya que el registro de neutrón responde al volumen de agua que llena el 
espacio poroso de la formación, lo que proporciona una medida de la porosidad 
con la expresión: 
BaN +=φlog ........................................................................... (1.4.10) 
Donde: 
a, B = Factores de calibración 
N = Lecturas de la herramienta 
φ = Porosidad de la formación (fracción) 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 48 
 
 
 
(a) 
(b) 
Figura 1.4.15 Modelos de porosidad con el registro de 
neutrón (Rider, 2008). 
Otra de las aplicaciones básicas del registro de neutrones es la identificación de 
zonas con impregnación de gas. 
 
Figura 1.4.16 Efecto de gas en el registro de neutrón (Rider, 
2008). 
El agua y el aceite no pueden ser identificados tan fácilmente, en contraste con 
el gas, debido a que tienen aproximadamente el mismo contenido de hidrogeno, 
mientras que el gas tiene mucho menos hidrogeno en el mismo volumen (figura 
1.4.16). La figura 1.4.17 muestra el comportamiento característico del registro 
de neutrón en diferentes litologías. 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 49 
 
 
 
Figura 1.4.17 Comportamiento del factor fotoeléctrico en 
diferentes litologías (Rider, 2008). 
Guía para la interpretación cualitativa 
Por último, en la figura 1.4.18 se muestra un análisis cualitativo de litologías 
utilizando los registros vistos en este subtema. Esta guía puede ser utilizada 
como base para la interpretación de registros reales de pozo. 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 50 
 
 
 
Figura 1.4.18 Comportamiento del factor fotoeléctrico en 
diferentes litologías (Evenick, 2008). 
Ejercicio de evaluación 
Con los datos del archivo “Ejercicio-1.4.pptx”, Interprete el conjunto de registros 
que se muestra e Identifique el tipo de litología acorde con los patrones de relleno 
designados, realice una presentación con sus resultados. 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 51 
 
 
1.5 ANÁLISIS DE GEOPRESIONES 
Objetivo específico 
Al término del subtema, el participante definirá las zonas de presiones 
anormales, la tendencia de compactación normal, la profundidad de retención de 
fluidos y las geopresiones de un pozo, realizando un ejercicio por escrito. 
Origen de las presiones anormales 
La predicción y estimación de presiones anormales antes y durante la perforación 
de pozos constituye uno de los elementos fundamentales de la planeación y 
diseño de la perforación de pozos (Velázquez-Cruz, 2008). La evaluación precisa 
de las presiones permite: 
 Definir con mayor certidumbre el asentamiento de las tuberías de 
revestimiento y el peso del fluido de control. 
 Reducir la frecuencia y severidad de brotes. 
 Minimizar la tendencia de pegaduras por presión diferencial. 
 Maximizar el ritmo de penetración, usando el mínimo peso equivalente. 
 Reducir el daño a las formaciones productoras, resultante del uso de peso 
de lodo excesivo. 
La presión de formación, también llamada presión de poro, es aquella presión 
que ejercen los fluidos confinados en el espacio poroso de la formación sobre la 
matriz de roca. Estos fluidos intersticiales son generalmente aceite, gas y agua 
salada. La presión de poro puede ser normal o anormal. 
La presión de poro normal es igual a la presión hidrostática que ejerce una 
columna de fluido nativo de la formación. En muchos casos estos fluidos varían 
de agua dulce con densidad de 1 g/cc (0.433 psi/pie) a agua salada con densidad 
de 1.074 g/cc (0.465 psi/pie) correspondiente a una salinidad de 80,000 ppm de 
NaCl a una temperatura de 25°C. En algunas ocasiones la densidad del fluido 
llega a ser mayor de 1.074 g/cm3 debido a incrementos en el gradiente 
geotérmico y en la concentración de sales. La tabla 1.5.1 muestra valores de 
presión de poro normal para diferentes cuencas sedimentarias del mundo. 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 52 
 
 
Tabla 1.5.1 Valores de presión normal (Modificado de Bourgoyne, 1991) 
 
La presión de formación anormal es cualquier presión diferente de la presión 
normal. Si la presión de poro excede a la presión normal se le llama 
anormalmente alta, geopresurizada, superpresurizada o simplemente presión 
anormal; en cambio, si es menor que la normal, se le ha denominado presiónde 
formación anormalmente baja o subnormal (figura 1.5.1). Debido a que las 
presiones anormalmente altas tienen un mayor impacto en la seguridad del 
personal y equipo, así como en la viabilidad técnica y económica de la perforación 
del pozo, su estudio se ha hecho extensivo en la mayoría de las cuencas 
petroleras del mundo. 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 53 
 
 
 
Figura 1.5.1 Esquema de presiones anormales (Modificado 
de Law, 1994). 
La predicción de presiones anormales no es una tarea sencilla debido a los 
diferentes mecanismos que las originan y a lo limitado de los métodos de 
predicción. De acuerdo con Law (1994), existen varios mecanismos que originan 
las presiones anormales. El fenómeno está relacionado a procesos geológicos, 
físicos, químicos y mecánicos. Las principales causas de la generación de 
presiones anormales referidas en la literatura son: 
 Debido a Esfuerzos de la Roca 
 Desequilibrio en la compactación 
 Actividad tectónica 
 Generadas por Incremento del Volumen de Fluidos 
 Expansión de agua debido al incremento de temperatura 
 Generación de hidrocarburos 
 Liberación de agua debido a fenómenos de diagénesis 
 Movimiento de Fluidos y Flotación 
 Fenómenos osmóticos 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 54 
 
 
 Nivel piezométrico del fluido (columna hidráulica) 
 Flotación debida al contraste de densidades 
Sin embargo y a pesar de la amplia causal de presiones anormales, la principal 
causa citada en la mayoría de las referencias trata con el desequilibrio en la 
compactación normal de los sedimentos. De aquí que la mayoría de los modelos 
de predicción de presiones están basados en la teoría de la compactación de las 
arcillas. 
Desequilibrio en la compactación 
Durante el proceso de sedimentación y compactación se tiene un balance entre 
el peso de los sedimentos y la capacidad de las formaciones para expeler los 
fluidos. Cuando los fluidos dentro de los poros escapan debido a la sobrecarga, 
la compactación de los sedimentos es función de la profundidad, la porosidad de 
la roca se reduce, dando origen a un proceso de compactación normal. Por el 
contrario, cuando los fluidos no pueden escapar de los poros de la formación, la 
compactación se detiene y la porosidad no se reduce con la profundidad. A este 
fenómeno se le conoce como desequilibrio en la compactación y es el 
principal originador de las sobrepresiones debido a que los fluidos confinados en 
el espacio poroso soportan la mayor parte de la sobrecarga (figura 1.5.2). 
 
Figura 1.5.2 Desequilibrio en la compactación (modificado de 
Bourgoyne, 1991). 
Actividad tectónica 
En general, cuando ocurren deformaciones debido al tectonismo, existen 
modificaciones en la presión del fluido y en la distribución estructural de las 
formaciones. Esto significa que el tectonismo puede crear anomalías de presión 
o restablecer la presión a su forma normal. La figura 1.5.3 muestra una 
redistribución de presiones debida al tectonismo. 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 55 
 
 
 
Figura 1.5.3 Actividad tectónica (modificado de Bourgoyne, 
1991). 
Represionamiento o recarga 
Las presiones anormales también pueden deberse a la recarga de los fluidos de 
la zona porosa y permeable, si existe una redistribución de fluidos por flujo a 
través de un conducto de otra zona porosa y permeable (figura 1.5.4). El 
conducto puede ser una falla, una fisura o un agujero y la energía potencial que 
se genera puede ser transferida por: 
 Fluidos de baja densidad (aceite o gas) del yacimiento normal o 
anormalmente presionado. 
 A través de la transferencia de agua de la formación anormalmente 
presionada. 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 56 
 
 
 
Figura 1.5.4 Represionamiento o recarga (modificado de 
Bourgoyne, 1991). 
Fenómenos de diagénesis 
El fenómeno de diagénesis es una alteración posterior a la depositación de los 
sedimentos y los minerales que los constituyen (figura 1.5.5). El proceso de 
diagénesis incluye la formación de nuevos minerales, redistribución y 
recristalización de los minerales existentes en los sedimentos y la litificación. 
Bajo ciertas condiciones de temperatura y presión que acompañan al 
sepultamiento, la montmorillonita, el mineral predominante en algunas lutitas se 
altera a illita. Esta diagénesis de la montmorillonita contribuye al origen de 
presiones anormales por incrementar el contenido de agua en las lutitas durante 
la formación del nuevo mineral. Esta agua migra a los sedimentos superiores y 
con el continuo sepultamiento, el agua es expulsada de los poros, sin embargo, 
si la expulsión del agua de los poros se inhibe, entonces con el continuo 
sepultamiento de los sedimentos, el agua dentro de la roca absorberá parte del 
incremento del esfuerzo de sobrecarga generándose de esta manera una 
sobrepresión. 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 57 
 
 
 
Figura 1.5.5 Fenómeno de diagénesis (modificado de 
Bourgoyne, 1991). 
Expansión aquatermal 
El principio que gobierna el incremento de temperatura como un mecanismo de 
sobrepresión, es la expansión térmica del agua cuando se calienta arriba de 4ºC 
(figura 1.5.6a). Si el cuerpo del agua es contenida en un recipiente sellado, la 
presión se eleva rápidamente. Barker (1972) muestra una elevación de presión 
de 8,000 psi (55.1 MPa) en agua calentada de 54.4° a 93.3ºC ocasionada por un 
incremento de volumen de únicamente 1.65%. 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 58 
 
 
 
 
(a) 
 
(b) 
Figura 1.5.6 (a) Expansión aquatermal (modificado de Law, 
1994) y (b) Generación de hidrocarburos (modificado de 
Law, 1994). 
Generación de hidrocarburos 
Se ha identificado que la generación de hidrocarburos generan presiones 
anormalmente altas (figura 1.5.6b). Como se sabe, la generación de 
hidrocarburos es controlada y dependiente de una combinación de tiempo y 
temperatura. Las dos reacciones principales involucradas con la generación de 
crudo y gas de las rocas fuente de petróleo son: 
 Maduración del kerógeno para producir aceite y/o gas 
 Fraccionamiento de los hidrocarburos (aceite y bitumen a gas) 
Estas reacciones típicamente se suscitan a profundidades de 2.0 a 4.0 km y a 
temperaturas en el rango de 70º - 120ºC para la maduración del kerógeno y 3.0 
– 5.5 km y 90º - 150ºC para el fraccionamiento de aceite al gas 
Fenómenos osmóticos 
La osmosis es definida como el movimiento espontáneo de agua a través de una 
membrana semi-impermeable que separa a dos soluciones de diferente 
concentración (o una solución y agua). El movimiento permanece hasta que la 
concentración de cada una de las soluciones se iguala o hasta que la presión 
osmótica no permite el movimiento de la solución de baja concentración a la 
solución de alta concentración (figura 1.5.7). Evidencias de campo y de 
laboratorio muestran que las lutitas sirven como membranas semi-permeables. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Aceite 
Gas Humedo y 
Condensados 
Gas Seco 
Incremento de 
Volumen 
a) Después Meissner, 1978b 
 
 
 
 
 
 
Volumen de Sólidos 
(Kerogeno/ 
Metamorfosis de 
Materia orgánica) 
Volumen de 
Fluido y Gases de 
Hidrocarburo 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 59 
 
 
 
Figura 1.5.7 Fenómeno osmótico (modificado de Bourgoyne, 
1991). 
Nivel piezométrico del fluido 
El efecto de una superficie piezométrica regional alta puede causar presiones 
anormales (figura 1.5.8). La presión es normal, cuando el nivel del pozo es igual 
al nivel piezométrico del sistema hidráulico, ya que las columnas hidrostáticas se 
balancean. Así mismo, cuando el nivel del pozo es mayor que el nivel 
piezométrico, se dice que existe una presión subnormal. Esto es debido a que la 
presión hidrostática del fluido en el pozo esmucho mayor que la presión ejercida 
por el sistema hidráulico en la formación. La diferencia de alturas genera este 
fenómeno. 
Por otro lado, cuando el nivel piezométrico del sistema hidráulico de la formación 
es mayor que el nivel del pozo, la diferencia de alturas genera una presión 
diferencial a favor del sistema hidráulico, lo que hace que el fluido de la formación 
fluya a la superficie (pozo artesiano). 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 60 
 
 
 
Figura 1.5.8 Nivel piezométrico de los fluidos (modificado de 
Bourgoyne, 1991). 
Efecto de flotación 
En yacimientos cerrados, tal es el caso de las formaciones lenticulares, o en 
formaciones con grandes echados y anticlinales, siendo estos porosos y 
permeables, la presencia de las presiones anormales puede ser originada por 
una acumulación de hidrocarburos (figura 1.5.9). El agua por diferencia de 
densidad desplaza a los hidrocarburos echado arriba sobre-presionándolos. La 
sobre-presión generada depende de la altura de la columna de los hidrocarburos 
y del contraste entre las densidades de estos y del agua desplazante. 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 61 
 
 
 
Figura 1.5.9 Efecto de flotación por contraste de densidades 
(modificado de Bourgoyne, 1991). 
 
Teoría de la compactación 
El incremento de la sobrecarga, normalmente ocasionan que las rocas se 
compacten, reduciendo el volumen del poro y forzando la expulsión de los fluidos 
de la formación (figura1.5.10). La pérdida de porosidad varía con el tipo de roca 
y cada tipo de roca tendrá un límite inferior más allá de la cual ninguna 
compactación mecánica posterior es posible, y a partir de ahí, la pérdida de 
porosidad es debido a la compactación química. 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 62 
 
 
 
Figura 1.5.10 Efecto de la sobrecarga sobre la compactación 
de la roca (Velázquez-Cruz, 2012). 
Para explicar el proceso de compactación de la roca, Hottman y Johnson (1965) 
se basaron en el modelo descrito por Terzaghi en 1948. Este consistía de un 
recipiente cilíndrico que tenía una serie de pistones separados por resortes. El 
espacio entre los pistones estaba lleno con agua y los pistones estaban 
perforados. En la Etapa A, la válvula de drene está cerrada, por lo que al 
aplicarle una carga (S), la presión en el fluido (P) se incrementa, y los resortes 
(σ) no soportan parte de la carga (S). En la Etapa B, la válvula de drene se abre, 
la presión en el fluido (P) se reduce y los resortes empiezan (σ) a soportar parte 
de la carga (S). Por último, en la Etapa C, la presión en el fluido (P) es solo 
debida a la altura de su columna y los resortes (σ) soportar toda la carga (S). La 
figura 1.5.11 (a) muestra el modelo de Terzaghi (1948) adaptado por Hottman 
y Johnson (1965) donde se describen de manera gráfica las etapas mencionadas 
anteriormente. En correspondencia, la figura 1.5.11 (b) muestra el mismo 
modelo pero adaptado de Terzaghi pero adaptado a un volumen de roca 
(Velázquez-Cruz, 2012). 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 63 
 
 
 
(a) 
 
(b) 
Figura 1.5.11 (a) Modelo de compactación de Terzaghi 
(Hottman & Johnson, 1965) y (b) Modelo de Terzaghi en un 
volumen de roca (Velázquez-Cruz, 2012). 
De este planteamiento se demuestra que si los fluidos atrapados o ligados a las 
rocas logran escapar, estas contendrán una presión de poro normal o presión 
hidrostática, sin embargo, si la baja permeabilidad impide que escapen, se 
generara una sobrepresión debido al esfuerzo de sobrecarga. También se 
demuestra que si los fluidos logran escapar del medio poroso, la roca se 
compacta, reduciendo su porosidad; en pocas palabras se puede decir que el 
esfuerzo compresivo (σ) crece continuamente con la compactación; siempre y 
cuando los fluidos tiendan a escapar de la matriz porosa, por lo que una manera 
de medir cuantitativamente el grado de compactación de las arcillas es con la 
porosidad (φ). La expresión que describe el modelo de Terzaghi es la siguiente: 
pPS += σ .............................................................................. (1.5.1) 
Donde: 
S= Esfuerzo total o sobrecarga 
Pp= Presión de poro 
σ= Esfuerzo compresivo o efectivo 
De acuerdo con Hottman y Johnson (1965), cuando los fluidos dentro de los 
poros de la arcilla escapan debido a la sobrecarga, la porosidad (φ) se reduce, 
por el contrario, cuando los fluidos no pueden escapar, la porosidad no varía con 
la profundidad. De esto podemos establecer que la porosidad a una profundidad 
(D) depende de la presión del fluido. Si esta presión es anormalmente alta, la 
porosidad (φ) también será anormalmente alta a la misma profundidad. La figura 
1.5.12 (a) muestra el comportamiento típico de la porosidad en una zona con 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 64 
 
 
sobrepresión; conforme la profundidad aumenta la porosidad se reduce hasta 
una profundidad conocida como profundidad de retención de fluidos (PRF). A 
partir de este punto, la porosidad se incrementa de manera anormal debido a la 
retención de fluidos; que al soportar la presión de sobrecarga se sobrepresionan 
dando origen a una zona de presión anormal alta. La profundidad de retención 
de fluidos puede variar dependiendo de la velocidad de sedimentación y del tipo 
de sedimento depositado (figura 1.5.12b). 
 
 
Figura 1.5.12. (a) Comportamiento de la porosidad con la 
profundidad en una zona con sobrepresión (Velázquez-Cruz, 
2012) y (b) Esquematización de la profundidad de retención 
de fluidos (Law, 2004). 
También existen otras propiedades petrofísicas sensibles a la compactación o 
porosidad que permiten detectar y evaluar sobrepresiones; entre las principales 
se encuentran la resistividad, el tiempo de tránsito y la velocidad de la onda 
sísmica. La figura 1.5.13 (a) muestra el comportamiento de la resistividad con 
respecto de la profundidad; esta propiedad ira decreciendo conforme la 
profundidad aumenta debido a la compactación de la roca, sin embargo, a cierta 
profundidad la resistividad empieza disminuir debido a la reducción de la 
compactación originada por un incremento en la porosidad y a su vez generado 
por la retención de fluidos. El mismo caso se muestra en la figura 1.5.13 (b), 
donde se describe como el tiempo de tránsito se va reduciendo con respecto a la 
profundidad hasta que se alcanza la profundidad de retención de fluidos. En este 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 65 
 
 
punto se invierte el comportamiento del tiempo de tránsito originado por un 
cambio en la compactación. 
 
(a) 
 
(b) 
Figura 1.5.13. (a) Comportamiento de la resistividad en una 
zona de sobrepresión (Velázquez-Cruz, 2012) y (b) 
comportamiento del tiempo de tránsito en una zona de 
sobrepresión (Velázquez-Cruz, 2012). 
Análisis de tendencias de compactación 
La mecánica de definición de tendencias normales consiste en identificar en un 
registro indicador de los cambios de compactación la zona de presión normal y 
la zona de presión anormal. La zona de presión normal será aquella parte del 
registro donde se observa un comportamiento lineal o tendencia. Con base en 
nuestra experiencia, se ha observado que en México las zonas de presión normal 
se pueden encontrar en promedio hasta los 2000 m (Velázquez-Cruz, 2008). 
Este dato se puede utilizar como guía para definir la linealidad de esa zona. La 
zona de presión anormalmente alta se establece según se ha definido con la 
teoría de compactación, es decir, una vez que los datos observados del registro 
se separan de la tendencia normal. El proceso se repite para cada uno de los 
pozos del área en estudio. El definir la linealidad del indicador de los cambios de 
compactación, nos permite trazar una tendencia o línea que puede ser 
representada por un modelo matemático. La forma del modelo que describe el 
comportamiento de la compactación normal para curvas de resistividad y tiempo 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS66 
 
 
de tránsito en la Costa Mexicana del Golfo (figura 1.5.14), se tomó con base la 
función exponencial planteada por Athy (1930) sobre la compactación de lutitas 
en el norte de Oklahoma. 
cD
n e0φφ = .......................................................................... (1.5.2) 
Donde: 
φn= Porosidad normal 
φ0= Porosidad en la superficie (ordenada) 
D= Profundidad 
c= Constante de compactación (pendiente) 
 
 
Figura 1.5.14. (a) Modelo de Athy (1930) y (b) Modelo de 
compactación para resistividad (Velázquez-Cruz, 2008). 
Los modelos que describe la tendencia de compactación normal para la 
resistividad y el tiempo de tránsito en este caso son: 
cD
n eRR 0= ......................................................................... (1.5.3) 
cD
n eTT 0∆=∆ ....................................................................... (1.5.4) 
Donde: 
∆Tn= Tiempo de tránsito normal 
∆T0= Tiempo de tránsito en la superficie (ordenada) 
Rn= Resistividad normal 
R0= Resistividad en la superficie (ordenada) 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 67 
 
 
Presión de sobrecarga 
En una cuenca sedimentaria, el peso acumulativo de las rocas a una profundidad 
específica, conocido como esfuerzo vertical (Sv) o esfuerzo de sobrecarga (S), es 
una función del espesor (Z) y de la densidad de las rocas (ρr) sobreyacentes: 
𝑆𝑆 = 𝜌𝜌𝑟𝑟 ∙ 𝑍𝑍 ........................................................................... (1.5.5) 
Donde: 
ρr = Densidad volumétrica de la roca 
S= Esfuerzo de sobrecarga (ordenada) 
Z= Espesor de la capa 
Dado que en la mayoría de las formaciones la densidad no es una contante sino 
que varía con la profundidad; el esfuerzo vertical se calcula mediante la 
integración de un registro de densidad (figura 1.5.15a): 
𝑆𝑆 = ∫ 𝜌𝜌𝑟𝑟 ∙ 𝑅𝑅𝑍𝑍
𝑍𝑍
0 ................................................................... (1.5.6) 
Resolviendo la variación de la densidad con respecto de la profundidad, el 
esfuerzo de sobrecarga finalmente queda como: 
𝑆𝑆 = ∑ 𝜌𝜌𝑟𝑟∙(𝑍𝑍𝑚𝑚−𝑍𝑍𝑚𝑚−1)
𝑚𝑚
𝑚𝑚=1
𝑍𝑍𝑚𝑚
 ............................................................ (1.5.7) 
La utilización del registro de densidad para determinar la sobrecarga debe 
tomarse con reserva, ya que la densidad de la roca que se utiliza en un análisis 
de presión de sobrecarga es aquella originada exclusivamente a la compactación, 
sin embargo, la densidad que toma el registro no es únicamente le densidad 
debido a la pérdida de porosidad, sino que también se ve afectado por: 
 La geometría del agujero 
 La presencia de presiones anormales 
 La mineralogía de la roca y; 
 La presencia de hidrocarburos 
La figura 1.5.15 (b) muestra la variación de la sobrecarga entre un pozo terrestre 
y uno marino. 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 68 
 
 
 
(a) 
 
(b) 
Figura 1.5.15. (a) Perfil de sobrecarga de un pozo 
(Velázquez-Cruz, 2012) y (b) Variación de la sobrecarga 
(Velázquez-Cruz, 2012). 
Cuando no se cuentan con mediciones directas de la densidad de la roca para 
calcular el gradiente de sobrecarga (el caso de pozos exploratorios), se puede 
utilizar la ecuación desarrollada por Gardner (1974), obtenida de estudios sobre 
la velocidad en las rocas sedimentarias, para calcular la densidad del sistema 
roca-fluido: 
( ) 25.0*31.0 VIr =ρ ..................................................................... (1.5.8) 
Donde: 
ρr = densidad de la roca en gr/cc 
VI = Velocidad de Intervalo (p-wave), m/s 
Si solo se cuenta con el tiempo de tránsito del registro sónico se pueden utilizar 
la siguiente expresión y la ecuación de Gardner (1974) para calcular la densidad 
de la roca: 






∆
=
ot
VI 1*05.304878 ................................................................. (1.5.9) 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 69 
 
 
Donde: 
∆to= Tiempo de transito medido por el registro sónico, ms/pie 
VI = Velocidad de Intervalo (p-wave), m/s 
Método de predicción de la presión de poro 
Eaton (1975), propuso una serie de ecuaciones empíricas basadas en las 
mediciones de propiedades sensibles a la compactación de la roca (resistividad 
y tiempo de tránsito). En su publicación propone una serie de ecuaciones 
empíricas basadas en: 
 El planteamiento de Terzaghi respecto a la compactación de los 
sedimentos causado por la sobrecarga (S=Pp+σ) 
 Las observaciones de Hottman y Johnson respecto al comportamiento de 
los registros versus la compactación de la roca. 
El modelo de Eaton calcula la presión de poro basado en la relación que existe 
entre el esfuerzo efectivo anormal (σan) y el esfuerzo efectivo normal (σn) a la 
profundidad de interés; y de la divergencia que existe entre las propiedades 
sensibles a la compactación (resistividad, velocidad, tiempo de tránsito, 
conductividad) y los valores de la tendencia de compactación normal (figura 
1.5.16); es decir, para el caso de la porosidad (φn/φo), para la resistividad 
(Ro/Rn), para el tiempo de tránsito (∆Tn/∆To), para el caso de la conductividad 
(Cn/Co) y para la velocidad de la onda sísmica (Vpo/Vpn). 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 70 
 
 
 
Figura 1.5.16 Modelo de Eaton (Velázquez-Cruz, 2012). 
Con este modelo, la magnitud de la presión de poro depende de: 
 La sobrecarga. 
 El valor de la presión normal de formación. 
 Los datos observados de los registros. 
 La interpretación de la tendencia normal. 
 Y el valor del exponente alfa. 
Para el caso de resistividad y tiempo de tránsito las ecuaciones son las 
siguientes: 
[ ]
2.1=





−−=
α
α
Rn
RoPPnSSPP ............................................................. (1.5.10) 
[ ]
0.3=






∆
∆
−−=
α
α
To
TnPPnSSPP ........................................................... (1.5.11) 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 71 
 
 
Donde: 
∆to= Tiempo de transito medido por el registro sónico, ms/pie 
∆tn= Tiempo de transito de la tendencia normal, ms/pie 
PP = Presión de poro, g/cm3 
PPn = Presión de poro normal, g/cm3 
S = Presión de sobrecarga, g/cm3 
Ro= Resistividad medido por el registro, ohm-m 
Rn= Resistividad de la tendencia normal, ohm-m 
Estas ecuaciones fueron validadas con datos de pozos perforados en la Costa de 
Luisiana, USA, y a pesar de eso, es el modelo más utilizado a nivel mundial para 
la predicción de la presión de poro. Sin embargo, de estudios realizados de 
presión de poro en pozos marinos de la Costa Mexicana del Golfo, se ha 
encontrado que las ecuaciones para la resistividad y tiempo de transito 
planteadas por Eaton sobrepredicen la presión de poro, es decir, se obtienen 
valores mucho mayores a las mediciones reales, por lo que hay que ajustar el 
exponente alfa. La figura 1.5.17 muestra la magnitud de la presión de poro 
calculada con los exponentes originales para un pozo y el mismo pozo con los 
exponentes ajustados. 
 
Figura 1.5.17 Ajuste del modelo de Eaton (Velázquez-Cruz, 
2008a). 
 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 72 
 
 
Presión de fractura 
A través de experiencias de campo y laboratorio se ha encontrado que la presión 
que soporta una roca sin que se fracture, es función de su resistencia a la tensión 
y de los esfuerzos a los que se encuentra sometida en el subsuelo. Dependiendo 
de la magnitud de los esfuerzos principales, la fractura será vertical u horizontal, 
pero siempre se fracturara perpendicular al esfuerzo mínimo. La figura 1.5.17 
(a) y 1.5.17 (b) describen estados de esfuerzos presentes en el subsuelo y la 
dirección de una fractura inducida dependiendo esos estados. 
 
(a) 
 
(b) 
Figura 1.5.17. (a) Estado de esfuerzos donde la fractura 
inducida es vertical (Velázquez-Cruz, 2011) y (b) Estado de 
esfuerzos donde la fractura inducida es horizontal 
(Velázquez-Cruz, 2011). 
La determinación del esfuerzo horizontal mínimo (Sh) o de la presión necesaria 
para fracturar la roca (Pfr), se vuelve esencial en la planeación de la cantidad