JUSTIFICACIÓN

Luego que una sección de un pozo ha sido perforada, se bajan sondas de medición hasta el fondo del hueco por medio de un cable. Mientras se tira la sarta de registros hacia arriba del pozo, se miden de forma continua varias propiedades de las formaciones en función de la profundidad. Estas propiedades físicas pueden interpretarse en términos de litología, porosidad, saturación de hidrocarburos, etc. La resistividad en registros de pozos es muy importante debido a que nos da la información de que fluidos se encuentran en el pozo.

ANTECEDENTES

Los dispositivos de perfilaje que se bajan al pozo son diseñados para medir las propiedades eléctricas, acústicas y radioactivas de la formación y presentan las respuestas en forma continua, como un registro a lo largo del pozo. Una gran cantidad de dispositivos basados en estos principios de medición han sido diseñados y utilizados en la industria petrolera desde el año 1927, muchos de ellos están fuera de uso, otros han sido mejorados con las nuevas tecnologías.

Aproximadamente entre los años 60 y 70, los registros geofísicos se obtenían con unidades del tipo convencional. Éstas operaban con cable electromecánico de siete conductores, dentro de la cabina de la unidad se encontraban los paneles o tableros electrónicos y una cámara registradora de 9 galvanómetros que proporcionaban mediciones en películas transparentes.

Entre estos años es que se va introduciendo con mayor frecuencia la manipulación de registros de densidad, de microproximidad, doble laterolog y de doble inducción, además de las cabinas marinas para la toma de registros geofísicos.

Cabe mencionar que la incursión en estas “nuevas herramientas de registros” hizo repercusión en la toma de datos y por ende también en la producción de los hidrocarburos, ya que discontinuó en la producción por el cambio de los tableros tradicionales por tableros con equipo de vanguardia hasta ese entonces.

Paulatinamente se van introduciendo sistemas computarizados que van mejorando el tratamiento de los datos que se obtienen de los pozos, lo que hace que la certeza al realizar los respectivos estudios sea mucho mayor.

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Unidad móvil computarizada

1. OBJETIVOS

1.1. OBJETIVO PRINCIPAL

Analizar el registro de pozo de resistividad en el POZO HICKOK HEIRS # 1.

1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Analizar las aplicaciones de los perfiles que se obtienen con las herramientas de perfilaje eléctrico.

Presentar cada uno de los dispositivos que pertenecen a la clasificación de registros resistivos.

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2. MARCO TEÓRICO

2.1. DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS Y RESISTIVIDADES DENTRO DE LAS FORMACIONES EN LAS INMEDIACIONES DEL POZO

Durante la ejecución de una perforación y conforme esta avanza, se introduce en el interior del pozo un lodo acuoso que ejerce sobre sus paredes una presión que será generalmente mayor que la natural de las formaciones. Por lo tanto, el lodo se infiltrará en las formaciones permeables, desplazando el fluido que éstas contienen. Las partículas sólidas se depositarán sobre la pared del pozo, estableciendo un revoque que dificultará y finalmente detendrá el proceso de filtración.Si la formación permeable contiene agua, el lodo la desplazará totalmente en la zona ubicada junto a la pared del pozo y ocupará los espacios porales; a esta zona se la denomina zona lavada o invadida. A continuación se encuentra la zona de transición en la que el lodo no ha invadido totalmente a la formación y por lo tanto los espacios porales se encuentran saturados por agua, lodo o una mezcla de los dos fluidos saturados por agua, lodo o una mezcla. Finalmente, a mayor distancia de la pared del pozo, la zona no invadida no ha sido alcanzada por la inyección y por lo tanto sus poros contienen agua de formación exclusivamente. La fig. 6 esquematiza un corte transversal del pozo frente a una formación permeable.

Las resistividades de cada zona están determinadas por las características de la formación y por la resistividad del fluido que rellena sus poros, siendo válida la ecuación:

ρroca=F∗ρ fluido………(Ec .1)

En la que el coeficiente F es el factor de formación.

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Corte transversal de un pozo frente a una formación permeable

Fuente: Schlumberger Co. 1968

3. CLASIFICACIÓN

De acuerdo a los registros que se realicen, los perfilajes se pueden clasificar de la siguiente manera:

Perfilajes Geofísicos

a) De campo natural

Eléctricos (Potencial Espontáneo)Radiactivos (Gamma Natural)TemperaturaPresión

b) De campo artificial

Eléctricos (Resistividad, conductividad)Radioactivos (gamma-gamma, neutrón, otros)Acústicos (sónicos)

Perfiles Geométricos

a) Buzamientob) Diámetro de pozo (Caliper)

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c) Imágenes de pozo (sónicas y eléctricas)

Figura 7: Perfil de temperatura y conductividad

Fuente: “Custodio y Llamas”1983Salvo los radioactivos, los perfiles deben realizarse en perforaciones no entubadas. En los eléctricos la presencia de un tubo metálico muy conductor o de material plástico, totalmente aislante, impedirá que las corrientes eléctricas, naturales o artificiales, se transmitan entre el pozo y las formaciones.

Cuando se usan sondas conformadas por electrodos, tales como las de potencial espontáneo y resistividad, es necesario que el pozo esté completamente lleno de lodo o agua para posibilitar la circulación de la corriente entre los electrodos y las paredes del pozo. Si bien existen electrodos especiales para pozos secos, la calidad de los perfiles obtenidos con ellos es menor. Los perfiles de inducción no utilizan electrodos y por lo tanto podrían efectuarse en pozos secos.

En exploración hidrogeológica se utilizan los registros de temperatura, algunos de los eléctricos y el de gamma natural. El resto de las herramientas radiactivas no, en parte por el riesgo de contaminación de los acuíferos, pero más que todo, igual que los acústicos y geométricos, por tener un costo muy elevado.

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Representación esquemática de las fem de contacto entre líquidos (Ec) y de membrana (Em) y las corrientes producidas.

Fuente: Schlumberger Co. 1968

El lodo que ocupa el interior de un pozo apenas interrumpidas las tareas de perforación, habitualmente tiene una concentración salina diferente a la del agua de la formación, por lo que se generan los potenciales descriptos

4. PERFILES DE RESISTIVIDAD

El tratamiento de los perfiles de resistividad se rige por los mismos principios que los correspondientes a las determinaciones de resistividad efectuadas por mediciones sobre la superficie del terreno, de hecho, como se verá, no son otra cosa que calicatas eléctricas.

Esquema de circulación de corriente en un medio homogéneo

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Fuente: Modificado de Patten y Bennett 1963

Si se hace circular una corriente I a través de un electrodo A ubicado en el interior de un medio homogéneo de resistividad ρ (fig. 11), se establecerá un modelo de circulación radial y la diferencia de potencial entre dos puntos P1 y P2

ubicados a distancias r1 y r2 de A estará dada por:

V 1−V 2=Iρ4 π ( 1r1− 1r2 )………(Ec .7)

Ecuación equivalente a la obtenida para un electrodo ubicado en superficie (con 4π en lugar de 2π porque las superficies equipotenciales son esféricas, no semiesféricas).

El potencial absoluto en P1, estará dado por:

V 1= limr 2→∞

(V 1−V 2 )=¿ Iρ4 π

1r1………(Ec .8)¿

Y si r2=10 r1, de Ec. 7 y Ec. 8 se deduce que:

V 1−V 2=0.9V 1……… (Ec .9)

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Es decir, el 90% de la caída de potencial entre P1 y el infinito se produce en una distancia l0r1 de P1. Este resultado permite afirmar lo siguiente:

a) Como la resistencia es proporcional a la caída de tensión (V=IR) entonces, la mayor resistencia del terreno está concentrada en la zona entre r1 y l0r1. Como r1 es cualquiera, esto significa que tal resistencia se concentra en las cercanías del electrodo de corriente.

b) Un segundo electrodo de corriente ubicado a una distancia de P1 superior a l0r1, prácticamente no afectará al potencial en P1 y puede considerarse como ubicado en el infinito.

Los dispositivos de perfilaje resistivo, utilizan dos electrodos de corriente: uno (A) desciende por el interior de la perforación y el otro (B) permanece fijo en la superficie a cierta distancia de la boca del pozo de manera que puede considerarse en el infinito y por lo tanto sólo el electrodo A influirá en la medición.

Despejando ρ de la Ec. 7 y, considerando medios heterogéneos, se obtiene para la"resistividad aparente" una expresión análoga a la utilizada en los dispositivos de superficie,

ρa=K∆VI………(Ec .10)

En perfilaje de pozos las heterogeneidades están dadas por: el fluido dentro del pozo, la invasión de los terrenos permeables y el consecuente revoque de las paredes, el espesor finito de las capas y su relación con la longitud del dispositivo de medición. Se han diseñado diferentes dispositivos con el objeto de que la ρa medida proporcione, con la mayor aproximación posible, o la

resistividad de la zona invadida (ρi) o la de formación (ρ f).

5. DISPOSITIVO MONOELECTRÓDICO

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El dispositivo conocido como sonda monoelectródica o de electrodo único, es idéntico al utilizado para obtener el perfil de PE (fig. 8), pero en este caso se hace circular corriente a través de los electrodos A y B y se mide la resistencia eléctrica entre ellos. Esta resistencia se puede expresar como la suma de las siguientes:

Ri, es instrumental e incluye: las resistencias de la fuente, del instrumento de medición y del cable.

RA y RB son las resistencias de contacto de los electrodos.

Ri y RB son constantes, mientras que RA varía a medida que A se desplaza en el interior del pozo, por lo tanto las deflexiones de la curva reflejarán cambios en la resistividad de las formaciones atravesadas. El instrumento de medición puede ser simplemente un amperímetro ya que si la tensión de salida de la fuente de alimentación es constante, la corriente del circuito variará según lo haga la resistencia.La profundidad de investigación de este dispositivo es unas pocas veces mayor que el diámetro del electrodo A, por lo tanto las mediciones, muy afectadas por la perforación, no permiten cuantificar la resistividad de las formaciones. No obstante, los registros proveen información cualitativa acerca de sus variaciones, dando con mucha precisión los límites entre capas y son muy útiles para establecer correlaciones entre pozos de la misma zona, de manera de poder detectar cambios en la porosidad o en la salinidad de una misma capa al pasar de un pozo a otro. Una de sus aplicaciones es la localización de zonas donde se produce pérdida de lodo o afluencia de agua al pozo.

6. DISPOSITIVO NORMAL

Dispositivo normal

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Fuente: Modificado de Patten y Bennett 1963

La fig. 12 muestra la disposición de electrodos del denominado dispositivo normal de medición de resistividades. La corriente I circula a través de los electrodos A y B y se mide la diferencia de potencial V entre M y N. Como B no influye sobre M y N y este último está suficientemente alejado de A, la resistividad aparente estará dada por:

ρN=4 πAM∆VI………(Ec .11)

Donde AM es el espaciamiento. Cuando las mediciones se realizan en un medio homogéneo, la Ec. 11 proporciona la resistividad de un volumen de terreno que se extiende hasta una distancia 10AM, pero, en terrenos heterogéneos se considera que la zona de investigación es de aproximadamente dos a tres veces el espaciamiento.

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Curvas obtenidas con dispositivo normal en alternancias de arenas y arcillas

Fuente: De Astier, 1971Habitualmente, se registran dos curvas de resistividad, con diferentes espaciamientos, que se denominan normal corta y normal larga, (la Schlumberger Co utiliza en estos casos 16 y 64 pulgadas, 0,4 y 1,6 metros, respectivamente). Frente a una formación permeable de gran espesor la resistividad medida por la normal corta,ρNC, se aproximará a la de la zona

invadida y la de la normal larga, ρNL, a la resistividad de la formación.

Si el lodo del pozo es más resistivo que el agua de la formación, ρNC > ρNL y se invertirá en caso contrario, de manera que los registros permiten obtener

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información acerca de la permeabilidad de las capas y de la salinidad del agua que contienen.

En los casos de la fig. 13 se supone que no hay invasión de lodo. Tomando el espesor de la capa igual a la distancia entre puntos de inflexión de la curva se observa que para capas gruesas queda determinado con un error igual al espaciado AM; el error es por defecto en capas resistivas y por exceso en las conductivas.

Si una capa resistiva tiene un espesor menor que el espaciamiento aparece una depresión frente a la capa con dos pequeños picos a cada lado, y puede confundirse con una capa conductiva.

7. DISPOSITIVO LATERAL

La fig. 14 muestra el dispositivo denominado sonda lateral. Los dos electrodos de potencial, M y N, se ubican en el interior del pozo junto con el de corriente A. El electrodo B (de infinito) no influirá en las mediciones y la resistividad aparente medida será:

ρL=4 πAM∗ANMN

∆VI………(Ec .12)

Dispositivo lateral

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Fuente: De Astier, 1971

El radio de investigación es del orden de AO, donde O es el punto medio de M y N; AO se denomina espaciamiento, el que para la Schlumberger Co es igual a 18 pies (5,4 metros) mientras que MN puede medir hasta un metro.

Dispositivo lateral

Fuente: Modificado de Schlumberger, 1968La fig. 15 muestra las curvas obtenidas con sonda lateral para capas resistivas gruesas. En contraste con las curvas normales, las laterales no son simétricas y tienen rasgos más complejos que dificultan su interpretación.

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Curva obtenida con dispositivo lateral frente a una capa resistiva delgada

Fuente: Modificado de Schlumberger, 1968

Para el caso de una capa gruesa, su límite superior no está bien definido y la capa aparece desplazada hacia abajo una cantidad igual al espaciamiento. En capas delgadas la sonda lateral registra curvas complicadas que pueden conducir a errores de interpretación (fig. 16) Si bien no son adecuadas para la definición exacta de los límites de las capas, cuando estas son delgadas y resistivas se detectan mejor que con el dispositivo normal.La fig. 17 muestra una combinación muy habitual en los estudios hidrogeológicos.

Perfilaje eléctrico convencional (PE y resistividad)

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Fuente: Adaptado de Astier, 1975

8. DISPOSITIVOS DE ENFOQUEEn los dispositivos convencionales la corriente recorrerá el camino de menor resistencia por lo que, si el lodo del sondeo es muy conductivo tenderá a circular con preferencia por el interior del pozo o a través de las formaciones menos resistivas, eludiendo en gran medida las formaciones más resistivas, que son muchas veces las de mayor interés (fig. 18, lado izquierdo). Para minimizar este efecto se han diseñado herramientas que permiten enfocar la corriente de medición. Ejemplo de ellos son los ya superados dispositivos Lateroperfil 3 (LL3) y Lateroperfil 7 (LL7) de Schlumberger.

En el LL3, por ejemplo (parte derecha de la fig. 18), a cada lado del electrodo de medida A0 se ubican dos electrodos compensadores largos (A1 y A'1) cortocircuitados entre sí y mantenidos automáticamente al mismo potencial de A0.

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Figura 18: Circulación de la corriente en un dispositivo convencional y uno de enfoque

Fuente: Adaptado de Astier, 1975

Por tanto, la corriente I0 de A0 se ve "obligada" a circular horizontalmente y será proporcional a la conductividad de la formación a la que se enfrenta.

9. EL FACTOR PSEUDO-GEOMÉTRICO

En la investigación de formaciones permeables el objetivo principal del perfilaje es el de obtener una buena evaluación de ρ f, lo que en principio requiere a su

vez una buena evaluación de ρi.

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En estas condiciones, cada valor de ρa dado por un dispositivo, puede considerarse compuesto por dos factores, el primero debido a la zona invadida (kρi) y el segundo a la zona no alterada (1-k)ρ f, o sea:

ρa=k ρi+(1−k ) ρf………(Ec .13)

De modo que cada dispositivo se distingue por un factor k característico. Más aun, algunos instrumentos han sido diseñados para efectuar ambas mediciones simultáneamente.

10.EL DOBLE LATEROPERFIL (DLL)

Es una herramienta (fig. 19) diseñada para obtener valores de la resistividad de dos diferentes profundidades: una profunda (LLD) y una somera (LLS).

Medición profunda (fig. 19), lado izquierdo): A0 electrodo principal, A1, A'1 y A2, A'2 electrodos enfocadores, M1, M'1 y M2, M'2 electrodos de potencial. Las corrientes enfocadoras se ajustan para que VM1 = VM2.

ρprof=K∆VI o………(Ec .14)

Medición somera (fig. 19, lado derecho): A0 electrodo principal, A1, A'l electrodos "compensadores" y A2, A'2 electrodos de retorno.

ρ som=K '∆V 'Io '

………(Ec .15)

Doble Lateroperfil (DLL)

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Fuente: Adaptado de Astier, 1975

10.1. RECURSOS Y METODOLOGIA

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La metodología y recursos empleados que se utilizan generalmente son la recopilación, revisión y análisis de los datos e información sísmicos, geológicos, petrofísicos y de ingeniera de yacimientos.

Se pueden utilizar los siguientes programas tales como:

• Kingdom Suite• Interactive Petrophysics• PanSystem• Petrel Suite• MBal• MS Office Suite• Adobe Acrobat Reader• Djvu Reader

11. INTREPRETACIÓN DEL REGISTRO DE RESISTIVIDAD PARA EL POZO

HICKOK HEIRS # 1

Tramo 0-500

Como las curvas laterolog profundo está más a las derecha de la curva laterolog

superficial, el espaciamiento existente en mínima podemos determinar la

presencia de agua y por el mismo comportamiento podemos indicar que

posiblemente hay agua dulce en una formación de poco porosa y permeable.

Tramo 500-1000

Existe presencia de agua en tres zonas divididas por dos zonas de formación

impermeables y poco porosas, Se puede concluir que es agua dulce, es decir en

este intervalo se muestra que hay cambios de litología que en algunos casos son

poco poros y permeables como también formaciones impermeables.

Tramo 1000-1500

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Como las curvas laterolog profundo están más a la derecha de la curva laterolog

superficial existe la presencia de fluidos pero el espaciamiento existente es mayor

con respecto al primer tramo, entonces hablamos de presencia de hidrocarburos y

en nuestro caso sería petróleo.

Tramo 1500-2000

Como las curvas Laterolog Profundo, Superficial y el MSFL entonces en este

sector no hay presencia de ningún tipo de fluido ya que la formación posiblemente

sea impermeable y poco porosa.

Tramo 2000-2500

Como la curva de Laterolog profundo está más a la izquierda que el laterolog

superficial hablamos de la presencia de fluidos y en este caso sería agua salada

entre los primeros 200 metros y luego las curvas se revierten lo que demuestra

bien una cambio de litología con presencia de agua dulce por la misma disposición

encontrada en el primer tramo.

Tramo 2500-3000

La formación tiene la presencia de fluidos pero por cómo se disponen las curvas,

es decir las curvas laterolog profundo están más a la derecha de la curva laterolog

superficial existe la presencia de fluidos y seria agua dulce.

Tramo 3000-3500

La formación tiene la presencia de fluidos pero por cómo se disponen las curvas,

es decir continua la formación con respecto al tramo anterior porque las curvas

laterolog profundo están más a la derecha de la curva laterolog superficial existe la

presencia de fluidos y seria agua dulce.

Tramo 3500-400020

La formación tiene la presencia de fluidos pero por cómo se disponen las curvas,

es decir continua la formación con respecto al tramo anterior porque las curvas

laterolog profundo están más a la derecha de la curva laterolog superficial existe la

presencia de fluidos y seria agua dulce.

Tramo 4000-4500

Los primeros 300 ft de este tramo son formaciones que no contiene fluidos porque

las curvas Laterolog Profundo, Superficial y el MSFL están sobrepuestas, pero

luego los otros tramos restantes tienen presencia de existe un intervalo de agua

dulce por la disposición, al final la formación continua sin presencia de fluido por

las causas ya mencionadas.

Tramo 4500-5000

En este intervalo como las curvas Laterolog Profundo están más a la derecha que

del Superficial y con espaciamientos regulares y pequeños, en otros casos con

espaciamientos relativamente regulares hablamos de la presencia de agua dulce y

petróleo, es decir la formación es relativamente porosa y permeable.

Tramo 5000-5500

En este tramo ocurre que las curvas Laterolog Profundo están más a la derecha

que del Superficial y con espaciamientos regulares lo que indica la presencia de

hidrocarburos que sería en nuestro caso petróleo.

Tramo 5500-6000

En este tramo ocurre que las curvas Laterolog Profundo están más a la

derecha que del Superficial pero con espaciamientos pequeños lo que indica la

presencia de agua dulce, en una formación relativamente porosa y permeable

capaz de alojar fluidos.

Tramo 6000-6500

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Los primeros 100 ft de este tramo no alojan fluidos por la disposición que

presentan podríamos indicar que puede ser una roca impermeable y poco porosa

que un gran ejemplo seria las lutitas, luego la curva Laterolog Profundo están

más a la derecha que del Superficial y con espaciamientos grandes de 200 ft de

espeso lo que indica la presencia de gas, los siguiente 150 ft son formaciones sin

presencia de fluidos y posiblemente impermeables y poco porosas.

Tramo 6500-7000

En este tramo ocurre que las curvas Laterolog Profundo están más a la

derecha que del Superficial pero con espaciamientos pequeños y el otros casos

las tres curvas están sobre puestas lo que indica la presencia de agua dulce en

proporciones pequeñas y en algunos casos la ausencia de fluidos.

Tramo 7000-75000

En los primeros 200 ft las curvas Laterolog Profundo están más a la derecha que

del Superficial pero con espaciamientos pequeños lo que indica la presencia de

agua dulce, pero la característica principal es que tiene un alta porosidad y

permeabilidad lo que indica la presencia posible de una formación de arenisca,

luego las 3 curvas están sobre puestas lo que indica la presencia de formación sin

presencia de fluido.

Tramo 7500-8000

En este tramo la curvas Laterolog Profundo están más a la izquierda que del

Superficial lo que indica la presencia de una de agua salada en la formación con

porosidad y permeabilidad relativamente alta.

Tramo 8000-8500

Los primeros 300 ft de este tramo ocurre que las curvas Laterolog Profundo

están más a la izquierda que del Superficial lo que indica la presencia de agua

salada, luego un espesor de 100 ft muestra las 3 curvas superpuestas lo que

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indica la ausencia de fluidos en dicha formación que llegaría a ser impermeable y

poco porosa y finalmente en los 200ft hay presencia de agua salada.

Tramo 8500-9000

Los primeros 100 ft hay presencia de agua salada en la formación, los otro 200 ft

con presencia de agua dulce, justo entre ellos hay presencia de petróleo en un

espesor muy reducido, finalmente los últimos 200ft son formaciones sin presencia

de fluidos.

Tramo 9000-9500

En la mayoría de este tramo existe la presencia de agua salada y por ende la

formación seria permeable y porosa.

Tramo 9500-10000

En los primeros 250 ft hay presencia de agua salada, luego 50 ft la ausencia de

fluidos, luego la presencia de agua salada continua en una formación porosa y

permeable.

Tramo 10000-10500

En este tramo ocurre que las curvas Laterolog Profundo están más a la izquierda

que del Superficial lo que indica la presencia de agua salada teniendo una

formación porosa y permeable.

Tramo 10500-11000

La presencia de agua salada continúa hasta los 400 ft de este tramo, luego por lo

que las 3 curvas están sobre puesta no hay presencia en la formación.

Tramo 11000-11500

En todo el tramo la curva Laterolog Profundo están más a la izquierda que del

Superficial lo que indica la presencia de agua salada.

Tramo 11500-12000

En los primeros 100 ft las 3 curvas se encuentran sobre puestas por lo que no hay

presencia de fluidos, luego los 300 ft siguientes de encuentran con presencia de

agua salada y al final 100 ft se encuentra agua dulce estas posiblemente en

formaciones relativamente porosas y permeables.23

Tramo 12000-12500

Un pequeña parte de este tramo no tiene presencia de fluidos, luego de igual

manera un pequeño espesor tiene presencia de gas por el gran espaciamiento

existente entre LLS y LLD, finalmente la presencia de agua salada continua.

Tramo 12500-13000

En este tramo ocurre que las curvas Laterolog Profundo están más a la izquierda

que del Superficial lo que indica la presencia de agua salada teniendo una

formación porosa y permeable.

Tramo 13000-13500

En este tramo ocurre que las curvas Laterolog Profundo están más a la izquierda

que del Superficial lo que indica la presencia de agua salada teniendo pero con

variaciones litológicas inicialmente más porosa y permeable hasta menos porosa y

permeable.

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13.CONCLUSIONES

Los registros de pozos por ser técnicas que evalúan las formaciones in situ, brindan mayor información de los parámetros físicos y geológicos del pozo, en comparación con la información que brindad las demás técnicas geofísicas.

Para realizar una interpretación óptima de los registros de pozos es necesario utilizar un conjunto de ellos.

Los modernos software’s presentan registros finales que facilitan en gran medida la interpretación de los registros de pozos.

Debido a que éstas técnicas requieren de un gran conocimiento de teorías como teorías eléctricas (resistividad) y otras, en un campo donde la asignatura de la física juega un rol muy imporante.

14.BIBLIOGRAFÍA

Atlas Wireline Services, Interpretive Method for Production Well Logs Third Edition.

Schlumberger. Cement Bond Log Interpretation. 1985. Schlumberger. Cased Hole Log Interpretation Principles/Aplications

Document NO. SMP-7025. Houston Texas. 1989. Schlumberger. Evaluación de pozos. W.E.C. 1997. Cantos Figuerola, 1972. Tratado de Geofísica Aplicada (pag.388-391).

Librería de Ciencia e Industria. Parasnis y Orellana, 1971. Geofísica Minera (pag.93-110). Editorial

Paraninfo. Métodos Eléctricos De Prospección Perfilaje Eléctrico De Pozos. Interpretación de registros de pozos, Falla Villegas Elias Jhon. Well Logging II-Electric and Acoustic Logging. James R.Jorden and Frank

L. Campbell. Monograph Volumen 10, Henry L. Doherty Serires. 1986.

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