La resistividad de la formación es un parámetro clave para determinar la saturación de hidrocarburos. La electricidad puede pasar a través de una formación debido al agua conductiva que contenga dicha formación.

Registros eléctricos convencionales En los primeros 25 años del uso de registros de pozos, los únicos registros de resistividad disponibles fueron los sondeos eléctricos convencionales. Se llevaron a cabo miles de ellos cada año por todo el mundo. Desde entonces, se han desarrollado métodos de medición de resistividad más sofisticados a fin de medir la resistividad de la zona lavada, Rxo, y la resistividad real de la zona virgen, Rt.El registro eléctrico convencional consiste en medir la resistividad de la formación, ofreciendo de esta manera una herramienta muy importante para el geólogo, geofísico, petrofísico, ingeniero de petróleo y perforador, ya que permite identificar zonas prospectivas y otras.

Por lo general, el perfil eléctrico contiene cuatro curvas:

Normal Corta (SN) de 16”, esta mide la resistividad de la zona lavada (Rxo), es decir la zona que fue invadida por el filtrado de lodo.

Normal Larga (NL) de 64”, ésta mide la resistividad la resistividad en la zona virgen (Rt).

Lateral de (18 ’- 8”), es utilizada para medir la resistividad verdadera de la formación cuando no es posible obtener un valor preciso de la curva normal larga.

Potencial espontáneo (SP), es un registro de la diferencia de potencial entre el potencial eléctrico de un electrodo móvil en el pozo y el potencial eléctrico de electrodo fijo en la superficie en función de la profundidad.En frente de lutitas, la curva de SP por lo general, define una línea más o menos recta en el registro, que se llama línea base de lutitas.En frente de formaciones permeables, la línea muestra deflexiones con respecto a la línea base de lutitas; en las capas gruesas estas deflexiones tienden a alcanzar una deflexión esencialmente constante, definiendo así una línea de arenas.Ésta curva de potencial espontáneo es muy útil, ya que permite detectar capas permeables, correlación de capas, determinar la resistividad del agua de formación y una estimación aproximada del contenido de arcillas.

Principio de funcionamiento de los perfiles eléctricosSe introducen corrientes en la formación, por medio de electrodos de corriente y se miden los voltajes entre los electrodos de medición. Estos voltajes proporcionan la resistividad de cada dispositivo.

Se deben utilizar lodos conductivos a base de agua o lodos de emulsión de petróleo.

En general, cuanto mayor sea el espaciamiento entre los electrodos, mayor es la investigación dentro de la formación. Así, la curva lateral de 18 pies 8 pulgadas, tiene mayor profundidad de investigación y la normal corta de 16”, las más somera.

La resistividad es la capacidad que tienen las rocas de oponerse al paso de corriente eléctrica inducida y es el inverso de la conductividad. La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos presentes en los poros de las rocas. Proporciona evidencias del contenido de fluidos en las rocas. Si los poros de una formación contienen agua salada presentará alta conductividad y por lo tanto la resistividad será baja, pero si están llenos de petróleo o gas presentará baja conductividad y por lo tanto la resistividad será alta. Las rocas compactas poco porosas como las calizas masivas poseen resistividades altas. 3

4. Perfilaje de Pozos Tipos de Perfiles de Resistividad Existen dos tipos principales de perfiles resistivos: el Perfil Lateral (Laterolog) y el Perfil de Inducción (Induction Log). El perfil lateral se utiliza en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de inducción se utiliza en lodos resistivos (lodo fresco o base aceite). Dentro de los Perfiles de Inducción tenemos:

a) SFL = Spherical Induction Log. Para profundidades someras (0.5 – 1.5’). Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo).

b) MIL = LIM = Medium Induction Log. Para distancias medias (1.5 – 3.0’)

c) DIL = ILD = Deep Induction Log. Para distancias de más de 3.0’. Miden la resistividad de la formación (Rt).

Dentro de los Perfiles Laterales tenemos:

a) MSFL = Microspheric Laterolog. Para las proximidades (1.0 y 6.0’’). Lee la resistividad de la zona lavada (Rxo).

b) MLL = LLM = Micro Laterolog. Para las proximidades (1.0 y 6.0’’)

c) SLL = LLS = Someric Laterolog. Para profundidades someras (0.5 y 1.5’)

d) DLL = LLD = Deep Laterolog. Para profundidades de más de 3.0’. Miden resistividad de la formación (Rt). Se lee de izquierda a derecha, en escala logarítmica. La unidad de medida es el ohm-m, con un rango de valores que va desde 0.2 hasta 2000 omh-m. 0.2 2 20 200 2.000. Los registro de resistividad, también se utiliza para estimar contactos agua– petróleo, para calcular la resistividad del agua de formación (Rw) y la resistividad verdadera de la formación (Rt). Se lee de izquierda a derecha.

3. REGISTROS RADIACTIVOS Proporcionan información acerca de las propiedades radiactivas de las rocas. Rayos Gamma (Gamma Ray = GR) Se basa en las medición de las emisiones naturales de rayos gamma que poseen las rocas. Durante la meteorización de las rocas, los elementos radiactivos que estas contienen se desintegran en partículas de tamaño arcilla, por lo tanto las lutitas tienen emisiones de rayos gamma mayores que las arenas. Mientras mayor es el contenido de arcilla de las rocas mayor es la

emisión de GR de las mismas. Los minerales radiactivos principales son: el potasio (K), el torio (Th) y el uranio (U). 4

5. Perfilaje de Pozos Se lee de izquierda a derecha (). Si el GR es bajo indica bajo contenido de arcilla y si es alto indica alto contenido de arcilla. La unidad de medida es en grados API, con un rango de valores que generalmente va de 0 a 150 API. Sirve para calcular el contenido de arcilla de las capas (Vsh), para estimar tamaño de grano y diferenciar litologías porosas de no porosas. Puede utilizarse en pozos entubados. Registro de Espectrometría (NGS) El registro de espectrometría o GR espectral sirve para determinar el tipo de arcillas que contiene una formación. Se basa en la relación de proporciones de los tres minerales radiactivos principales: potasio (K), torio (Th) y uranio (U). Las concentraciones K/Th ayudan a identificar el tipo de arcilla presentes en la formación, mientras que la concentración de U indican la presencia de materia orgánica dentro de las arcillas. Si se parte del principio que cada formación posee un tipo de arcilla característica, al registrarse un cambio en el tipo de arcilla por la relación (K / Th) se puede inducir que se produjo un cambio formacional. Por lo tanto el NGS puede utilizarse para estimar contactos formacionales.4. REGISTROS DE POROSIDAD Proporcionan información acerca de la porosidad del yacimiento. Son los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas. Registro Neutrónico (CNL) Se basa en la medición de concentraciones de hidrógenos, lo que indica la presencia de agua o petróleo de la roca. Posee una fuente de neutrones, los cuales colisionan con los hidrógenos presentes en los poros de la roca. La herramienta también posee un receptor que mide los neutrones dispersos liberados en las colisiones. La herramienta se llama CNL. Sirve para estimar la porosidad neutrónica de las rocas (NPHI). Si el registro neutrónico es alto indica alta índice de neutrones, y si es bajo indica bajo índice de neutrones. Se lee de derecha a izquierda (). La unidad de medida es en fracción o en %, con un rango de valores que va desde – 0.15 a 0.45 (–15 a 45 %). Registros de Densidad (FDC) Se basa en la medición de la densidad de la formación, por medio de la atenuación de rayos gamma entre una fuente y un receptor. Posee una fuente de rayos gamma, los cuales colisionan con los átomos presentes en la roca. La herramienta también posee un receptor que mide los rayos gamma dispersos liberados en las colisiones. La herramienta se llama FDC. Sirve para estimar la densidad del sistema roca – fluido (RHOB) que posteriormente servirá para calcular la porosidad por densidad (DPHI). Si el registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja porosidad. Se lee de izquierda a derecha ( ). La unidad de medida es gr/cm3 , con un rango de valores que va desde 1.96 a 2.96 gr/cm3. 5

6. Perfilaje de Pozos Registros Sónicos (BHC) Utiliza el mismo principio del método sísmico: mide la velocidad del sonido en las ondas penetradas por el pozo. Posee un emisor de ondas y un receptor. Se mide el tiempo de tránsito de dichas ondas. La herramienta se llama BHC. El objetivo principal del perfil sónico es la determinación de la porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de tránsito de las ondas (t). Mientras mayor es el tiempo de tránsito, menor es la velocidad, y por lo tanto, mayor es la porosidad de la roca. Se lee de derecha a izquierda (). La unidad de medida es el seg/m (100 – 500) ó el seg/pie (40 – 240). COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS1. COMBINACIÓN DE PERFIL GR ó SP CON PERFILES DE RESISTIVIDAD 0 GR / SP 150 0.2 ILD / LLD 2000 125 CALI 375 SFL / MSFL 0.2 2000 125 BS 375 2 20 200 5040’ 5050’ 5060’ 5070’ 5080’ 5090’ 5100’ 5110’ 6

7. Perfilaje de Pozos2. COMBINACIÓN DE PERFIL GR ó SP CON PERFILES DE POROSIDAD 0 GR / SP 150 1.96 FDC (RHOB) 2.96 CALI 45 CNL (NPHI) -15 125 375 125 BS 375 500 BHC (t) 100 5040’ 5050’ 5060’ 5070’ 5080’ 5090’ 5100’ 5110’Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera: En la pista 1 se colocan losperfiles de litología y diámetro de hoyo: GR o SP, CALI y BS. En la pista 2 se colocanlos perfiles de resistividad (ILD – SFL o LLD – MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC,CNL y BHC).A veces, los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas, quedando: en la pista 1 losperfiles de litología y diámetro de hoyo, en la pista 2 los perfiles de resistividad, en lapista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4 los perfiles especiales. 7

8. Perfilaje de Pozos EFECTOS DEL GAS EN LOS REGISTROS DE POROSIDADEfectos del Gas en los Perfiles Neutrónico y DensidadSi la formación se encuentra saturada de gas, las mediciones de densidad (RHOB)serán bajas, debido a que una formación saturada de gas presenta densidadeselectrónicas menores que cuando se encuentra saturada de agua. Por lo tanto la curvase desviará hacia la izquierda (). Igualmente las mediciones de la herramientaneutrónica (NPHI) serán bajas, debido a que una formación saturada de agua presentaporosidades neutrónicas menores que cuando se encuentra saturada de agua. Por lotanto la curva se desviará fuertemente hacia la derecha (). CAPA DE GAS 8

9. Perfilaje de PozosEfectos del Gas en el Perfil SónicoSi la formación se encuentra saturada de gas, el tiempo de tránsito (t) de las ondasdentro de la formación será mayor, debido a que la densidad del gas es menor que lade otros fluidos, debido a que una formación saturada de gas presenta velocidadesmenores que cuando se encuentra saturada de agua. Por lo tanto la curva de BHC sedesviará hacia la izquierda (). NPHI DPHI CAPA DE GAS 9

10. Perfilaje de Pozos RESUMEN DE LOS PERFILES MAS IMPORTANTESPERFIL HOYO LODO ESCALA Y APLICACIONES UNIDADES (mm)CALI Hoyo Cualquier 125....................375 - Determinación del estado del hoyo. desnudo tipo 250/10 () (mm) BS Hoyo Cualquier 125....................375 - Determinación del estado del hoyo. desnudo tipo 250/10 () (mV) - Cálculo de Rw. SP Hoyo Lodos –150.......................0 - Determinación de facies sedimentarias. desnudo conductivos 150/10 - Determinación de CAP. Arena () Arcilla (API) - Cálculo de Arcillosidad (Vsh) GR Hoyo Cualquier 0.........................150 - Determinación de facies sedimentarias. revestido tipo 150/10 - Determinación de CAP. Arena () Arcilla (ohm-m) - Cálculo de Rt. ILD Hoyo Lodos 0.2.....…...........2000 - Cálculo de Sw. desnudo resistivos log - Determinación de CAP. () (ohm-m) - Cálculo de Rxo. SFL Hoyo Lodos 0.2......…..........2000 - Cálculo de Sw. desnudo resistivos log - Determinación de CAP. () (ohm-m) - Cálculo de Rt. LLD Hoyo Lodos 0.2.......….........2000 - Cálculo de Sw. desnudo conductivos log - Determinación de CAP. () (ohm-m) - Cálculo de Rxo.MSFL Hoyo Lodos 0.2........…........2000 - Cálculo de Sw. desnudo conductivos log - Determinación de CAP. () (%) - NPHI CNL Hoyo Cualquier 45......................–15 - Cálculo de PHIE revestido tipo 60/20 - Determinación de Capas de Gas. () (gr/cm3) - RHOB FDC Hoyo Cualquier 1.96...................2.96- Cálculo de DPHI revestido tipo 1/20 - Cálculo de PHIE () - Determinación de Capas de Gas. t (seg/m) - t BHC Hoyo Cualquier

500....................100 - Determinación de SPHI revestido tipo 400/20 - Determinación de Capas de Gas. () 10

11. Perfilaje de Pozos PERFILES DE POZOS ESPECIALESEstos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto costo), sinocuando el área presenta complicaciones litológicas y/o estructurales. Generalmente seutilizan junto con un perfil de GR. Registro de Buzamiento (Dipmeter) El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90º, los cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos, por medio de lecturas de resistividad. Debe utilizarse junto con un GR, debido a que los buzamientos estructurales se miden sobre los planos de estratificación de loas lutitas, ya que las arenas poseen buzamientos estratigráficos dentro de los paquetes, dentro de los cuales pueden haber estratificación cruzada.. Si no tomamos en cuenta la litología sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo de medir un buzamiento estratigráfico dentro de una arena y no un buzamiento estructural sobre una lutita. Falla Normal Discordancia 11

12. Perfilaje de Pozos Registro de Resonancia Magnética (CMR) El perfil de Resonancia Magnética Nuclear permite adquirir nuevos datos petrofísicos que contribuyen a la interpretación, en especial de las zonas complejas. Es una herramienta nueva que se basa en la medición de los momentos magnéticos que se producen en los hidrógenos que contiene la formación cuando se induce sobre ellos un campo magnético. Utiliza dos campos magnéticos con la finalidad de polarizar los átomos de hidrógeno (dipolos naturales), y conseguir una medida del tiempo de relajación T2. La herramienta se llama CMR. Se utiliza para determinar porosidades. Varios estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR está muy próxima a la porosidad medida en los núcleos. 12

13. Perfilaje de Pozos Este gráfico ilustra la distribución del tamaño de poros, según se deduce de las mediciones de RMN. En la pista E, por debajo de los 1953,7 m (6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequeños poros, como muestra el pico verde a la izquierda de la línea roja. Por encima de los 1953,7 m (6410 pies), el peso predominante se halla en poros grandes, como muestra un pico verde a la derecha, que indica una formación de granos más gruesos. De este modo, un geólogo puede observar los datos de RMN y reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una discordancia en una formación que se encuentra a más de una milla debajo de la superficie terrestre. En la tercer sección a partir de la izquierda (pista C) se muestran los datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN. La permeabilidad cambia por órdenes de magnitud en esta sección. En la formación de granos finos la permeabilidad es insignificante, en tanto que en la sección superior de granos gruesos es sustancial. Estos resultados fueron empleados por ingenieros en petróleo para iniciar un programa de producción eficiente para este pozo. Registro de Imágenes (FMI) Existen herramientas que proporcionan imágenes de las rocas en el subsuelo, que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y para estudiar estructuras sedimentarias. Las imágenes se pueden obtener por varios métodos: imágenes resistivas, imágenes acústicas o imágenes por resonancia magnética. La herramienta para obtener imágenes resistivas se denomina FMI. 13

14. Perfilaje de Pozos 14

15. Perfilaje de Pozos Registro RFT Esta herramienta mide el gradiente de presión de los fluidos que se encuentran dentro de las formaciones, esto es de mucha utilidad a la hora de ubicar CAP (contactos agua–petróleo) y CPG (contactos petróleo–gas), ya que los fluidos (gas, petróleo y agua) poseen diferentes gradientes de presión. La herramienta RFT también sirve para combinarse con perfiles de pozos para calibrar contactos más precisos. Contacto Agua - Petróleo Contacto Agua - Petróleo ubicado sólo con calibrado con la registros. Herramienta RFT. En el ejemplo tenemos cuatro registros: GR, neutrónico, densidad y resistividad, junto con un diagrama de gradiente de presión de la herramienta RFT. El Contacto Gas – Petróleo (CGP) queda perfectamente delimitado por los perfiles neutrónico y densidad, puede observarse además que el lente gasífero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de lutita. El Contacto Agua – Petróleo (CAP) presenta algunos inconvenientes. Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT. Esto puede resultar riesgoso, porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede llevar a una terminación del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto del pozo. 15

16. Perfilaje de Pozos Registro de Inducción 3D (3DEX) Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y la resistividad vertical (Rv) de una formación siliciclástica, para así poder determinar su grado de anisotropía. Cuando la formación posee una litología homogénea (90 % de arena ó 90 % de lutita) las resistividades horizontales y verticales poseen valores muy similares, en este caso la anisotropía de la roca es baja. Pero en cambio, en formaciones que poseen litologías heterogéneas (50 % de arena y 50 % de lutita) de forma intercaladas, las resistividades horizontal y vertical alcanzan su máximo valor de diferencia, en este caso se dice que la roca posee una alta anisotropía. 10 Rv Rv – Rh Rh 1 0% 50% 100% ARCILLA 100% 50% 0% ARENA Rv / Rh ===> Anisotropía Estos paquetes de arena–lutita son unidades potencialmente productoras, porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla laminar), su permeabilidad no se verá afectada. El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes, es que estos paquetes pasarían desapercibidas, como lentes de lutitas o limolitas (por su resolución vertical). El 3DEX puede detectar paquetes de intercalaciones de arena– lutita de hasta 2 mm de espesor. 16