1. RESEÑA HISTÓRICA
Desde el descubrimiento del petróleo por el coronel Drake en 1869, y antes del
advenimiento de los perfiles de pozos, la industria petrolera dependía casi exclusivamente
de la descripción y análisis de núcleos y muestras de canal, que los geólogos hacían a boca
de pozo, para seleccionar los intervalos a completar. Estas eran tareas laboriosas que
exigían dedicación y sacrificio por parte del geólogo, sobre cuyos hombros descansaba la
responsabilidad de decidir la completación o abandono del pozo. Inicialmente la
perforación se realizaba por el método de percusión, el cual permitía, por su lentitud
relativa y por aportar buen muestreo de las rocas penetradas, un buen control geológico de
las formaciones afectadas. Con el desarrollo de la perforación rotatoria los ripios de
perforación pasaron a ser más fragmentados, dificultando la descripción del subsuelo y
haciendo más necesaria la toma de núcleos continuos para medir porosidad y permeabilidad
de las rocas del reservorio. Esta situación perduró hasta los años treinta, época en la que el
perfilaje de pozos pasa a ser una técnica complementaria del geólogo en la descripción del
subsuelo.
Casi al mismo tiempo que Drake hacía su descubrimiento revolucionario del petróleo en
1869, Lord Kelvin hacía interpretaciones de flujo de calor del subsuelo en Inglaterra, en
pozos muy someros, mediante la medición de temperatura en profundidad. Esta es la
primera actividad documentada en la literatura de medición de propiedades de las rocas por
medio de un instrumento bajado en un pozo.
En 1919 ConradSchlumberger, físico francés, y su hermano Marcel, ingeniero mecánico,
crearon una pequeña empresa para aplicar a la prospección minera los principios de
medidas de resistividad aparente que ellos venían desarrollando experimentalmente desde
1912. Ellos inyectaban una corriente en el suelo entre dos electrodos, A y B, y luego
medían la diferencia de potencial entre otros dos electrodos, M y N, colocados entre los
electrodos de corriente (Maute, 1992). De esta manera se sentaron las bases de dos
disciplinas que, con el correr del tiempo, llegarían a jugar papeles muy importantes en la
exploración del subsuelo, como lo son los métodos potenciales de superficie y los registros
de pozos.
En 1921 Marcel realizó varias medidas de resistividad en unos pocos pies del fondo de un
pozo somero de exploración de carbón, siendo éste el primer registro corrido en un pozo.
La siguiente operación de esta clase la realizó H. G. Doll el 5 de Septiembre de 1927 en el
campo de Pechelbronn, Francia, en la cual las medidas de resistividad se registraron en un
gráfico, dándose origen al primer perfil eléctrico del subsuelo.
En Venezuela se venía explotando petróleo desde 1914, y aunque en los Estados Unidos
existía una mayor tradición de innovación de la industria, fue en el Campo La Rosa, en
Cabimas, en el pozo R-216, donde se corrió por primera vez un perfil eléctrico en el
Continente Americano, el 6 de Marzo de 1929. Posteriormente, el 17 de Agosto de ese
mismo año, la compañía Shell corrió el primer registro eléctrico en los Estados Unidos, en
un campo cercano a Bakersfield, California.
En 1929 se hace otro descubrimiento de gran significación: la medición de un potencial

2. espontáneo de flujo de corriente (SP) en un pozo lleno de lodo de perforación. Este perfil
mostraba deflexiones frente a las capas permeables, lo que lo hizo un valioso complemento
de la curva de resistividad. Así pues, al inicio de los años treinta los geólogos cuentan con
dos perfiles que indican, de una manera no claramente entendida, dos características
principales de las formaciones: permeabilidad aparente y resistividad del medio poroso.
GustaveErdman Archie adquirió un pregrado en ingeniería eléctrica en la Universidad de
Wisconsin en 1930 (Thomas, 1992). Era la época de la gran depresión económica en los
Estados Unidos, por lo que no existía un mercado de trabajo para ingenieros recién
graduados. Él continuó estudiando a instancias de su padre, quien operaba una pequeña
cantera, y adquirió un pregrado en ingeniería de minas en 1931, y posteriormente, en 1933,
un master combinado de ingeniería de minas y geología . Después de trabajar un año con su
padre, Archie ingresa a la Shell como ingeniero de explotación en 1934. Por su formación
académica y manifiesta predisposición a la investigación fue asignado a Houston, Texas, en
1938, sitio donde emprende un estudio sistemático de registros eléctricos, muestras de
canal, análisis de núcleos y pruebas de producción. Producto de su trabajo experimental fue
el trabajo clásico que sentó las bases de la petrofísica moderna (Archie, 1942). Sus logros
son altamente admirables si se toma en cuenta que para la época el registro de neutrón
apenas había sido introducido (1941); que el inducción no aparecería sino en 1947, el
microlog en 1948, el microlaterolog en 1951 y el sónico en 1954. Con el devenir del tiempo
publicó tres trabajos que complementaban sus estudios de investigación en la cuantificación
de propiedades de los yacimientos a partir de registros de pozos (Archie, 1947, 1950 y
1952).
En su trabajo de 1950, "IntroductiontoPetrophysics of Reservoir Rock", Archie introduce el
concepto de petrofísica, a la cual define como "el término que se refiere a la física de las
rocas en particular, de la misma manera que la geofísica se refiere a la física de sistemas de
rocas mayores que constituyen la tierra...Esta materia es un estudio de las propiedades
físicas de las rocas que están relacionadas a la distribución del espacio poroso y de los
fluidos. En los últimos años se han realizado estudios considerables de las propiedades de
las rocas, tales como porosidad, permeabilidad, presión capilar, saturación de
hidrocarburos, propiedades de fluidos, resistividad eléctrica, potencial espontáneo y
radioactividad de diferentes tipos de rocas. Estas propiedades han sido investigadas
separadamente y en conjunto, particularmente en lo que se refiere a la detección y
evaluación de capas conteniendo hidrocarburos".
De forma tal que la petrofísica desde el principio se manifiesta como un estudio
multidisciplinario de las propiedades físicas de las rocas y fluidos del subsuelo, en las
propias palabras de Archie. Y lo que es más notable, sus principios hoy en día tienen
aplicación en otras ciencias, como la prospección de minerales en rocas ígneas y
metamórficas, la geotermia y la tectonofísica.
Una definición moderna de petrofísica sería: la caracterización integral de las rocas y
fluidos del subsuelo para su aprovechamiento económico y científico. La connotación tiene
que ser muy generalizada, ya que se ha demostrado que la petrofísica ha dejado de ser de
aplicación exclusiva en la industria petrolera, trascendiendo sus fronteras y entrando en los
confines de otras ciencias de la tierra, como la geotermia y la tectonofísica, no siendo

3. aventurado imaginar, que en un futuro no muy lejano, pueda ser una ciencia auxiliar de la
astronomía y de la planetología comparada, y a las más gigantescas acumulaciones de
hidrocarburos, el gas metano, se encuentran en el espacio exterior (Crain, 1987).
CARACTERÍSTICAS DEL REGISTRO PETROFÍSICO DEL POZO
Antiguamente, antes de la aparición de los camiones dotados de computadoras, la película
era producida en tiempo real mientras la operación de perfilaje se llevaba a cabo.
Obviamente, las opciones de presentación estaban limitadas a una o dos escalas en
verticales y la Salida de las herramientas tenían formatos rígidos. Estas películas se usaban
como la fuente original de todos los datos obtenidos los cuales se perdían si la película
quedaba destruida, quedando solo las posibles copias heliograficas que hubieran sido
realizadas.
Con el advenimiento de las computadoras en las operaciones de perfilaje, los datos
quedaron grabados en cintas magnéticas, produciéndose una revolución en el
almacenamiento y procesamiento de estos datos. Las posibilidades de presentación de las
curvas, tanto como en su escala vertical, como horizontal, se hicieron prácticamente
infinitas.
La tecnología de adquisición de datos de perfilaje y de grabación y procesamiento ha
avanzado tremendamente en la ultima década, existiendo ahora grandes camiones dotados
de computadoras de alto poder, que les dan una inmensa capacidad de procesamiento de
campo. Por otro lado, las exigencias en cuanto a volumen de datos a ser transmitidos por las
herramientas modernas han obligado a mejorar drásticamente los sistemas de transmisión,
utilizándose fibras ópticas para transmitir estos datos de la herramienta al camión. Los
resultados de perfilaje pueden también ser transmitidos en tiempo real y por vía satelital, a
las computadoras colocadas en las oficinas del cliente para un monitoreo efectivo.
De todas formas, la estructura del registro petrofísico de pozo, se mantiene más o menos
estándar. Este registro, como se muestra en la lámina, consta de tres pistas. A la izquierda
una pista con escala lineal, donde usualmente se despliegan curvas de correlaciones
geológicas (rayos gamma y potenciales espontáneas) o aquellas relacionadas con la
geometría del pozo calibres.
La segunda y la tercera pista, separadas de la primera por una columna donde se colocan las
profundidades medidas de la mesa rotatoria del pozo, pueden desplegarse en escala lineal
cuando se presentan curvas de receptividad, en la segunda, y de continuidad, en la tercera o
cuando queremos ver curvas de porosidad, combinando ambas pistas en una sola.
Las pistas dos y tres combinadas en escala logarítmicas, son usadas para desplegar curvas
de receptividad de las herramientas más modernas.
La escala vertical usada para realizar las evaluaciones petrofisicas es la de 1:200, o sea, un
pie vertical de registro equivale a 200 pies del pozo; sin embargo, otras escalas son
usualmente pedidas para otros propósitos. La escala 1:500 es usada por los geólogos para
realizar sus correlaciones entre pozos y plasmar los resultados de la perforación en registro

4. denominados de completación. La escala 1:1000 es a menudo usada para construir
secciones geológicas. Otros registros producidos por herramientas de grande resolución
vertical son desplegados en escalas aun mayores.
[pic]
EL CABEZAL DEL REGISTRO
La información registrada en el cabezal del registro, es de vital importancia para el correcto
análisis e interpretación para las curvas desplegadas. Esta información es a menudo útil
para determinar por qué algunas de las respuestas de las herramientas son cuestionables,
porque la herramienta no pudo llegar a la profundidad total reportada por el perforador o
porque una herramienta se atascó a cierta profundidad. Algunos datos registrados en el
cabezal son medidos por el personal de la compañía perfiladora y pueden tener gran
importancia en la evolución de las formaciones atravesadas por el taladro.
Tal como se muestra en la lámina siguiente, la parte superior de un encabezado estándar
contiene la identificación de la compañía perfiladora y las curvas presentadas en el registro.
Más abajo, el nombre de la compañía contratante, el nombre del pozo, del campo, del
municipio y del estado, cualquiera sea procedente, junto con las siglas de otras
herramientas hayan sido corridas en el pozo.
[pic]
En un lugar especial el ingeniero de perfilaje, coloca cualquier información pertinente que
ayude al analista de los registros a analizar un mejor trabajo de interpretación, así como
cualquier otro detalle operacional que necesite quedar documentado.
Luego aparece una tabla de datos que, para el intérprete, es el área más importante. Esta
tabla comienza con información sobre el dato permanente, desde donde es medida la
profundidad marcada en los registros, y las elevaciones del terreno, la mesa rotatoria y el
“kellybushing”, todas sobre el nivel de mar. Si uno quiere calcular las profundidades
requeridas a este último dato, debe sustraer las profundidades del registro, de la elevación
de la referencia desde la cual se han medido estas profundidades:
[pic]
Donde ESNM es la elevación sobre el nivel de mar, KB la elevación del kellybushing, si es
ésta la referencia, y PR profundidad anotada en el registro.
Comenzando la tabla principal de datos se escribe la fecha en la cual se esta realizando el
perfilaje, el numero de la corrida y, como la referencia, la identificación de la orden de
servicio.
A continuación la información referente a profundidades:
La profundidad total reportada por el perforador, reportada por el ingeniero de perfilaje, las

5. profundidades de la primera y de las últimas medidas registradas de abajo hacia arriba y las
profundidades donde está asentado el último revestimiento usado, menciones perforadoras
e ingenieros. Generalmente existen diferencias entre las profundidades reportadas por el
perforador y el ingeniero debido a las diferentes técnicas utilizadas, pero estas no deben de
exceder de un pie por cada mil.
Luego se da información sobre el diámetro de la mecha usada, para perforar el hoyo que
esta siendo perfilado, y a continuación una serie larga de datos sobre el lodo en el hoyo:
Tipos de lodos, densidad, viscosidad, ph y perdida de fluidos, receptividad del lodo, del
filtrado del lodo y la costra de barro y las temperaturas que fueron medidas, así como la
fuente de la muestra usada. Se reporta también una conversión de la receptividad del lodo a
máxima temperatura registrada en el hoyo.
Por último se informa sobre el tiempo transcurrido desde la última circulación del lodo del
pozo.
DEFINICIÓN DE LAS CARACTERÍSTICAS FÍSICAS DE LA FORMACIÓN
Temperaturas de Formación
Las temperaturas en el subsuelo son importantes en la evaluación de formaciones
petrolíferas debido a que las resistividades dependen de ellas. Normalmente las
temperaturas se incrementan con la profundidad, y a la rata de incremento se la denomina
gradiente geotérmico. Este se define como:
en [pic]
donde TF es la temperatura del fondo del pozo y TS la temperatura media en la superficie,
todas en °F, y PF es la profundidad del fondo del pozo,
Si queremos saber la temperatura a la profundidad de una formación dada (Pf) en pies,
tendremos:
[pic] (en°F)
En Venezuela se usa una temperatura media de superficie de 80 °F como una aproximación
que depende de la insolación anual, Esta temperatura es diferente a la temperatura
ambiente, que es una propiedad atmosférica y pincho más variable. En países templados la
temperatura media de superficie se aproxima a 60 °F.
• Resistividad
La resistividad de una sustancia es su capacidad para impedir la circulación de una
corriente eléctrica a través de esta sustancia. La unidad de resistividad usada en el Perfilaje
Eléctrico es ohmiometro2/metro. La resistividad de una formación en ohmios-metros es la
resistencia en ohmios de un cubo de un metro de lado cuando la corriente fluye entre caras
opuestas del mismo.

6. Las resistividades de las formaciones generalmente están comprendidas entre 0.2 y 1000
ohmio-m. Son poco comunes las resistividades mayores de 1000 ohmio-m en formaciones
permeables.
• Arcillosidad de las Formaciones
Desde un punto de vista geológico existe una clara distinción entre los términos arcilla y
lutita, no así en la evaluación de perfiles, donde ambos términos se usan indistintamente
para denominar la fracción de la roca ocupada por arcilla o lutita. Petrológicamente, como
arcilla se definen a los silicatos complejos hidratados de alúmina que constituyen la
kaolinita, illita, montmorilonita, clorita y vermiculita, cuyo tamaño de partícula es inferior a
1/256 mm. Tanto la composición como el tamaño de partícula son intrínsecos a la
definición, pero también es cierto que otras partículas minerales pueden adquirir un tamaño
inferior a 4 micras y caer en el rango del tamaño de los minerales de arcilla, aunque de
hecho no constituyen minerales de arcilla. La lutita es la roca compuesta de minerales de
arcilla más esa otra variedad de minerales de grano muy fino, como cuarzo, óxidos de
hierro, micrita y materia orgánica. De hecho, los minerales de arcilla muy raramente
constituyen capas puras. Las lutitas pueden tener hasta un 50% de cuarzo y otros minerales
en el rango de tamaño del limo (1/16 a 1/256 mm) o aún menor.
Una gran proporción de las arenas arcillosas son rocas diagenéticamente alteradas, en las
cuales la calidad original del yacimiento ha sido degradada por la precipitación de
minerales, especialmente de arcilla, dentro del sistema poroso. Estos minerales se
desarrollan como cobertura de la pared del poro, ó también como relleno del poro, y
controlan las propiedades físicas y electroquímicas del sistema por su gran área superficial
específica. Relaciones de área superficial a volumen poroso de 100 m2/cc de espacio
poroso son posibles en arenas arcillosas.
Las arcillas asociadas a las arenas arcillosas pueden ser tanto de origen detrítico como
autigénico. En el primer caso la arcilla se deposita junto con la arena en ambientes
sedimentarios apropiados; y en el segundo la arcilla se origina por diagénesis, como
producto de precipitación de soluciones acuosas o por recristalización de ciertos minerales
inestables, después que la arena se depositó.
Las arcillas detríticas tienen un rango de tamaño desde las partículas de arcillas discretas
hasta agregados del tamaño de granos de arenas ó clastos mayores. También como
consecuencia de variaciones sistemáticas de la competencia del medio de transporte, las
arcillas detríticas constituyen láminas intercaladas con capas de arena, siendo por tal razón
bien seleccionadas, mientras que las arenas asociadas son relativamente limpias. También
pueden ser depositadas como fragmentos del tamaño de granos de arena, o aún mayores,
producto de la erosión mecánica de rocas argiláceas, y también como clastos, pellets
biogénicos y flóculos de arcillas, constituyendo parte de la armazón de la roca. La figura
9.1 presenta esquemáticamente los principales tipos de ocurrencia de las arcillas detríticas.
[pic]
Representación Esquemática De La Ocurrencia De Arcillas Detríticas En Arenas

7. Los clastos de lutita, así como toda la arcilla estructural, al formar parte del esqueleto o
armazón de la roca, soportan parte de la presión confinante, y no tienen efecto sobre la
porosidad efectiva ni la permeabilidad. Las arcillas laminares reemplazan a la vez al grano
y al espacio poroso, y forman barrera al flujo de fluidos. Mientras las arcillas estructurales
y laminares soportan una parte de la presión confinante, las arcillas dispersas no lo hacen,
ya que ellas ocupan parte del espacio poroso, pero sí afectan notablemente a la porosidad y
a la permeabilidad. Siendo productos de precipitación de aguas de formación, o de su
interacción con los componentes minerales de la roca, las arcillas de origen diagenético
son, en el primer caso, indicadores sutiles de las características químicas de las aguas que
les dieron origen, y en el segundo, del mineral primario que les dio origen. Así, la kaolinita
se origina de aguas relativamente frescas, mientras que la illita de aguas más salinas. El
feldespato se transforma en kaolinita, mientras que la clorita se origina de la hornblenda,
manteniéndose usualmente la forma y el hábito cristalino del mineral precursor. También
por diagénesis una kaolinita puede transformarse en illita, de allí que el estudio de la
mineralogía de las arcillas constituye una especialidad bastante específica y compleja
dentro de la Petrografía. La distribución más común de las arcillas diagenéticas se presenta
en la figura.
[pic]
Representación Esquemática De La Ocurrencia De Arcillas Diagenéticas: (A) Cobertura De
La Pared Del Poro Por Clorita; (B) Kaolinita Dispersa; (C) Puenteo Del Poro Por Illita, Y
(D) Pseudomorfos De Minerales Arcillosos Y Alteraciones Arcillosas En Planos De
Clivajes De Feldespatos
Las arcillas diagenéticas se presentan como cobertura de la pared del poro, como partículas
discretas dispersas en el espacio poroso, como aglomerados fibroso que puentean y
obstruyen al poro o como alteraciones de minerales no estables.
En las rocas calcáreas la arcilla puede constituir parte de la matriz, como en el caso de las
lodolitas, u ocupar parte del espacio poroso, como en los carbonatos cristalinos o
"grainstones".
Las arcillas tienen, aparte de hidrógeno en la forma de hidróxilos en la molécula mineral,
un alto contenido de agua, principalmente como agua adsorbida por la superficie del cristal
individual de arcilla y como agua retenida en el espacio microporoso entre cristales
discretos. Por tal razón, todos los tipos de arcillas afectan, en mayor o menor grado las
lecturas de los perfiles, por lo que la determinación del contenido de arcilla de las
formaciones es esencial en la caracterización de las rocas prospectivas.
A continuación se presenta en forma esquemática el tipo de distribución de las arcillas y los
efectos que causan sobre la porosidad y, por ende, sobre la permeabilidad. En las
laminaciones, lutitas relativamente delgadas se intercalan con arenas limpias. La porosidad
efectiva y la permeabilidad de la lutita son esencialmente cero, de tal manera que la
porosidad y permeabilidad totales de la arena que afectan son reducidas en proporción con
el volumen de lutita. La permeabilidad vertical es más afectada que la horizontal. La arcilla
en la lutita laminar es de origen detrítico, y generalmente es una mezcla de dos o más tipos
de arcillas, asociados con cuarzo y otros minerales en el rango de tamaño de limo. Tiene
efectos considerables sobre todos los perfiles, en especial sobre los resistivos cuando las

8. laminaciones son numerosas en las arenas. Su composición es generalmente similar a las de
capas gruesas de lutitas adyacentes.
[pic]
Formas Esquemáticas De Distribución De Las Arcillas En Los Sedimentos Y De Sus
Efectos Sobre La Porosidad
La arcilla estructural se presenta en las arenas en forma de fragmentos o clastos de rocas
argiláceas, como pizarras, filitas y lutitas, o como agregados de arcillas depositados por
floculación. Forma parte de la matriz y su efecto sobre los perfiles es despreciable, aparte
de que es la forma de ocurrencia menos común de las arcillas.
En la forma dispersa la arcilla, no la lutita, está diseminada en el espacio poroso de la arena
reemplazando el fluido original. Generalmente la arcilla dispersa es de origen autigénico,
creciendo in situ como resultado de la interacción química entre el fluido y la matriz de la
arena. Casi todas las arenas presentan, en mayor o menor grado, este tipo de arcilla. Debido
a su origen tienden a ser más puras que los otros tipos de arcillas, y consisten por lo general
de un solo mineral. Su composición puede variar radicalmente de la de las capas de lutitas
adyacentes. Por no soportar la presión de confinamiento, pueden atrapar más agua que una
lutita compactada. Este tipo de distribución es muy dañino porque una fracción
relativamente pequeña puede bloquear el espacio poroso, reduciendo notablemente la
porosidad efectiva y la permeabilidad. El efecto sobre la porosidad y la permeabilidad
depende de las características de la distribución en el espacio poroso, como se ilustra en la
figura.
[pic]
Efecto De La Distribución De La Arcilla Dispersa Sobre La Porosidad Y La Permeabilidad
Volumen De Arcilla
[pic]
Gr : lectura en la arena de interés.
Gr min. : lectura de la arena que se considere limpia.
Gr máx.: lectura de la lutita representativa.
[pic]
Sw: Archie
Sw: Ponton
Estimación De La Arcillosidad
Como el corte de núcleos es una operación costosa y técnicamente difícil, por necesidad se
ha popularizado el uso de los perfiles para estimar la arcillosidad. Generalmente se utilizan
varios indicadores de arcilla, seleccionándose luego el menor de ellos como el más
representativo del volumen de arcilla, denominado indistintamente como VclóVsh. Siempre
es asumido que los parámetros de perfiles de la arcilla permanecen constantes sobre

9. intervalos ó zonas que pueden ser claramente definidas. En una formación conteniendo
numerosas capas de arcillas se observa una pequeña variación de sus parámetros con la
profundidad, reflejando la disminución del contenido de agua con la compactación. Sobre
varios centenares de pies de perfiles la variación puede considerarse insignificante, siempre
y cuando se trate de la misma formación o unidad geológica.
• Aguas De Formación
La corteza terrestre está formada por un gran volumen de material poroso y material
fracturado que constituye un enorme almacén de aguas subterráneas. Las aguas
subterráneas se definen entonces, como aquellas aguas que se encuentran almacenadas en el
subsuelo, pero cuando están asociadas a yacimientos de hidrocarburos reciben el nombre de
aguas formacionales.
En un yacimiento petrolífero, las sustancias que ocupan el espacio poroso de las rocas son
crudo, gas y agua. Por esta razón, comúnmente, el crudo proveniente de un yacimiento está
asociado con agua en forma libre o emulsionada en proporciones que varían de acuerdo a
cuan drenado este el mismo.
Las aguas de formación son el producto de un proceso geológico ocurrido durante muchos
años de deposición de sedimentos quedando entrampadas entre los mismos. Una vez que el
agua entre en el ambiente del subsuelo, existirá diferencias y razones de mezclas en sus
constituyentes.
Las características del agua de formación, entrampada originalmente en los espacios
porosos de la roca, dependerán del ambiente sedimentario de deposición, la era geológica,
la profundidad, el gradiente hidráulico, los elementos solubles de la roca asociada, la
movilidad de los elementos químicos disueltos y la magnitud del intercambio iónico ó
reacción química de los constituyentes.
El agua de formación de un horizonte productor, es químicamente diferente a la de otro, por
lo tanto, si en un pozo productor de hidrocarburo el agua irrumpe abruptamente, un análisis
físico-químico del agua producida, podría utilizarse como elemento de juicio adicional para
identificar la fuente de producción de éste fluido. Además, permite detectar comunicación
vertical entre yacimiento, identificar acuíferos, optimizar programas de reparación de pozos
y si las muestras son recogidas cuidadosamente, ellas constituyen una valiosa fuente de
información en un campo petrolero.
Composición Química
La Salinidad y la Composición Química del Agua de Formación, son factores altamente
variables que dependen, para cada formación de:
1) La edad geológica de la formación.
2) El ambiente en el cual fue entrampada.
3) La profundidad.
4) La movilidad de los elementos químicos disueltos.
5) Materiales solubles de la roca asociada.
6) La magnitud del intercambio iónico.

10. Clasificación De Las Aguas De Formación.
Las aguas de formación se encuentran clasificadas de la siguiente manera:
Clasificación Genética.
La influencia de los factores externos sobre las aguas de formación hacen que esta sea
inestable en el tiempo. Basado en su historia, las aguas del subsuelo se pueden clasificar en
tres (3) clases: meteóricas, connatas y juveniles.
➢Aguas meteóricas:
Geológicamente, las aguas meteóricas son aquellas que en la actualidad forman parte del
ciclo hidrológico o formaron parte de él en el pasado. Aquí se incluye el agua de los
océanos, el agua evaporada en la atmósfera, agua de lluvia y de nieve, aguas superficiales y
aguas de subsuelo en movimiento. Las aguas subterráneas, bajo ciertas circunstancias
geológicas circulan a través de estratos permeables a grandes profundidades (3000 metros o
más).
➢Aguas Connatas:
Las aguas connatas son definidas como aguas que fueron depositadas junto con los
sedimentos en la cuenca y las cuales han estado fuera del contacto con la atmósfera desde
su sedimentación, así el agua no necesita estar presente en la misma roca en la cual fue
depositada. Las aguas de formación en capas de arenisca, presentes en o encima de
secuencias de lutitas y areniscas, son casi siempre aguas expulsadas de los estratos
subyacentes. Estas aguas son generalmente de origen marino y de edad similar a las rocas
asociadas en las secuencias espesas de lutitas y areniscas, pero pueden ser más viejas que
sus rocas asociadas cuando están presentes en acuíferos dentro de estas secuencias, también
es posible que las aguas connatas sean más jóvenes que las rocas circundantes. Esto
introduce la posibilidad de migración de las aguas connatas, es decir, de un estado
hidrodinámico de esta agua, contradiciendo la antigua creencia de que estas aguas son
siempre hidrostáticas.
➢Aguas Juveniles:
Estas son aguas que ascienden del manto de la tierra y nunca han formado parte del ciclo
hidrológico, son difíciles de identificar.
Clasificación propuesta por Sulin.
Sulin propuso un sistema de clasificación basado en las diversas combinaciones de los
constituyentes disueltos en el agua de formación. Sulin presenta cuatro tipos de ambientes
básicos para la distribución de las aguas naturales
Clasificación propuesta por Bojarski (Sulin modificado).
El sistema propuesto por Sulin fue puesto en práctica por Bojarski en un estudio de 400
muestras de aguas analizadas física y químicamente, todas pertenecientes a una misma
cuenca petrolífera. En este estudio el autor estableció una relación entre los tipos de
combinación química propuestos por Sulin y las zonas hidroquímicas establecidas por él
previamente.

11. Clasificación propuesta por Schoeller.
Schoeller propuso una clasificación basándose en los constituyentes disueltos en el agua de
formación y para cada grupo propuesto estableció el siguiente orden de prioridad:
1. Cloruro.
2. Sulfato.
3. Bicarbonato y carbonato. (HCO3-+CO3-2).
4. Índice de bases cambiables. (IBE).
5. Relaciones de prioridad entre cationes y aniones.
Clasificación propuesta por Chebotarev.
Chebotarevfué un geoquímico contemporáneo a Schoeller que planteó otra clasificación de
las aguas de formación, basándose de igual forma en los constituyentes sólidos disueltos en
el agua. En su clasificación se toman en cuenta los iones bicarbonato, sulfato y cloruro; y
descarta las aguas ácidas, es decir, las que contienen ácido sulfúrico o hidroclorídrico libre.
Para esta clasificación, el autor asume que los iones son variables independientes y los
cationes variables dependientes.
MEDIDAS DE PRESIONES
Cuando comienza la operación, la primera presión que se mide es la presión hidrostática,
ejercida por la columna del fluido en el pozo. Al ajustar la empacadura, se retrae el pistón
del pre-ensayo y la presión cae. Luego de llenada la cámara de pre-ensayo la presión crece
y se aproxima a la presión de formación. Debería registrarse el crecimiento durante un
tiempo lo suficientemente largo como para permitir una buena interpretación cuantitativa.
Este tiempo de ensayo se registra junto con la columna de profundidad. La figura 9-2
muestra un ensayo de presiones en donde se registra la columna de profundidad y el
registro digital de presión de muestreo.
Se lleva un registro de presión hidráulica o presión interna de la sonda que se utiliza para
verificar el orden secuencial de operaciones de la herramienta. En base a los registros de
presión de pre-ensayo se puede realizar un cálculo rápido de permeabilidad.
La interpretación de la información obtenida con el probador de formaciones implica
considerar el comportamiento de la presión del fluido y de otras propiedades físicas de los
fluidos de formación tales como densidad, resistividad y viscosidad. Entre las principales
aplicaciones de las medidas de presión con un probador de formaciones podemos encontrar:
• Presiones hidrostáticas: Nos ayuda a controlar la densidad y homogeneidad del fluido de
perforación. Estimar condiciones de perforación sobre equilibradas, equilibradas o sub-
equilibradas. También nos ayuda a hacer un análisis adecuado de muestras de gas en la
inyección.
• Presiones y gradientes de formación: Permite estimar magnitud y variación dentro de un
intervalo único, o de una serie de formaciones permeables. Condiciones de perforación
equilibradas, sobre y sub-equilibradas. Análisis adecuado de muestras de gas en la
inyección.

12. Técnicas de detección de sobre presiones: Nos permitirán hacer predicciones de regímenes
de presiones en futuros pozos de avanzada, que atraviesen las mismas formaciones.
Estudio de drenajes y agotamiento de reservorios: La observación del comportamiento de
los reservorios se basa en variaciones de gradiente de presión con el tiempo en forma
vertical, en intervalos sucesivos y, en forma lateral, entre pozos. También se aplica a pozos
intermedios.
Cálculos de los contactos de fluidos: Estas técnicas analíticas sirven para tomar decisiones
sobre la ubicación de pozos futuros y para practicar cálculos preliminares de reservas. La
figura 9-3 se muestran los gráficos de presión de la formación en función de la profundidad
para estimar los contactos gas/líquido y agua/petróleo en una formación de espesor
suficiente. Se dibujan las pendientes para determinados puntos y el sitio donde se produce
el cambio de pendiente, indica el punto de contacto entre fluidos.
[pic]
Identificación De Contactos De Los Fluidos Presentes
PERFILAJE DE POZOS
Técnica de registrar información del subsuelo en forma continua, mediante herramientas
que se bajan a través de un hoyo perforado hasta cierta profundidad.
La interpretación de estos perfiles es el proceso mediante el cual los parámetros
mensurables mencionados anteriormente pueden ser traducidos a parámetros físicos tales
como:
• Porosidad [pic]: es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee
una roca y se define como la fracción del volumen total de la roca que corresponde a
espacios que pueden almacenar fluidos.
• Distribución de los poros en las rocas: Las rocas sedimentarias consisten de la siguiente
manera.
• Granos de materia sólida de variadas formas que constituyen lo que se denomina
MATRIZ o ESQUELETO y los cuales están más o menos cementados.
• Espacios vacíos entre los granos, llamados POROS, en los cuales se pueden alojar fluidos
como agua o petróleo o gas y además circular en este espacio.
En la siguiente figura podemos apreciar como la distribución de los poros.
[pic]
• Clasificación de la porosidad:
La porosidad de una roca puede ser clasificada de dos maneras:
• Según la comunicación de sus poros.
• Según su origen y tiempo de depositación.

13. ➢Según la comunicación de poros:
▪ Porosidad Efectiva ((e): También se la llama porosidad útil, la misma que es la fracción
del volumen total correspondiente al volumen de poros conectados entre sí.
Es la que se mide en la mayoría de los porosímetros y es en realidad la que interesa para las
estimaciones de petróleo y gas en sitio.
▪ Porosidad Absoluta ((a): Es la fracción del volumen total correspondiente al volumen de
poros conectados o no entre sí. Una roca puede tener una porosidad absoluta considerable y
aun no tener conductividad a fluidos debidos a la falta de intercomunicación de los poros.
▪ Porosidad Residual ((r): Esta porosidad corresponde a la diferencia entre las dos
porosidades anteriores.[pic]
[pic]
➢Según su origen y tiempo de depositación:
▪ Porosidad Primaria (p ((1): Es aquella que se desarrolla u origina en el momento de la
formación o depositación del estrato.
Los poros formados en esta forma son espacios vacíos entre granos individuales de
sedimento.
▪ Porosidad Secundaria (s ((2): Es aquella que se forma a posteriori, debido a un proceso
geológico subsecuente a la depositación del material del estrato o capa. Esta porosidad
puede ser:
• Porosidad en solución: Disolución de material sólido soluble constitutivo de las rocas.
• Porosidad por fractura: originada en rocas sometidas a varias acciones de diastrofismo.
Las fracturas también contribuyen a la generación de porosidad secundaria. Después de
producirse la deposición de sedimentos y originarse la roca, esta se puede encontrar
sometida a procesos geológicos de deformación originados por actividades tectónicas que
pueden generar fisuras o desplazamiento de los granos que conforman la matriz de la roca.
Estas fracturas originan un aumento en el volumen de espacios que pueden contener
fluidos, lo que se traduce en un aumento en la porosidad.
• Porosidad por dolomitización: proceso mediante el cual las calizas se convierten en
dolomitas, que son más porosas.
▪ Porosidad Total ((T): Corresponde a los llamados "yacimientos de doble porosidad", y no
es más que la suma de la porosidad primaria más la porosidad secundaria.
[pic]
• Factores que afectan a la porosidad:

14. Entre los factores que afectan la porosidad de la roca se encuentran:
• Tipo de empaque.
• Presencia de material cementante.
• Geometría y distribución del tamaño de los granos.
• Presión de las capas supra yacentes.
➢Tipos de empaques:
El empaque geométrico es la forma en la que los granos que forman la roca se agrupan.
Todos los granos son esféricos y del mismo tamaño (sistema ideal). La porosidad se reduce
cuando el tamaño de los empaques geométricos no es uniforme.
Si modificamos la disposición espacial de las esferas, podemos obtener los siguientes tipos
de empaque:
• Cúbico.
• Ortorrómbico.
• Tetragonal esfenoidal.
• Rombohedral.
▪ El empaque cúbico es el arreglo de mínima compactación y por lo tanto máxima que
presenta la mínima porosidad. Los ejes entre las esferas forman entre sí ángulos de 90
grados.
[pic]
[pic]
Al calcular la porosidad de una roca que presenta un empaque cúbico se obtiene un valor de
porosidad de 47.64%. Si se mantiene el tipo de empaque y se reduce el tamaño de las
esferas a la mitad, la porosidad puede ser calculada como se muestra a continuación:
[pic]
Como se puede apreciar la porosidad continua siendo 47.64%, esto se debe a que la
variación en el tamaño de los granos no afecta la porosidad de la roca, siempre y cuando se
mantenga el tipo de arreglo o empaque de los granos.
▪ El empaque ortorrómbico presenta una porosidad del 39.54%, la misma que es inferior a
la del empaque cúbico. Esta disminución en la porosidad se debe a una reducción en el
volumen poroso del sistema, ya que parte de las esferas ocupan un volumen que
anteriormente se encontraba vacío.
[pic]
[pic]
▪ El empaque Tetragonal Esfenoidal los ejes de las esferas forman en todos los sentidos
ángulos de 60° entre sí.
[pic]
Luego de aplicar las propiedades geométricas respectivas se obtiene:

15. [pic]
▪ El Empaque romboédrico o rombohedral es el arreglo de máxima compactación debido a
su configuración geométrica.
[pic]
En el análisis del empaque de los granos es de particular interés el hecho de que el radio (r)
se cancela y la porosidad del empaque de esferas uniformes es una función del empaque
solamente, es decir la porosidad no está en función del radio de las partículas.
• Presencia del material cementante:
Los granos que conforman la matriz de la roca se encuentran unidos entre sí por material
cementante, el cual se encuentra compuesto principalmente por sílice, carbonato de calcio y
arcilla. La presencia de material cementante afecta la firmeza y compactación de la roca,
por lo tanto afecta la porosidad de la misma. A medida que aumenta la cantidad de material
cementante, la porosidad del sistema disminuye, debido a que este material se aloja en los
espacios disponibles para la acumulación de fluidos. Por esta razón, la porosidad de arenas
no consolidadas (las cuales presentan poca cantidad de material cementante) es mucho
mayor que la porosidad de arenas altamente consolidadas o compactadas.
• Geometría y distribución del tamaño de los granos:
[pic]
Dependiendo del ambiente depositacional en el cual se originó la roca, los granos que
conforman la roca presentarán una determinada distribución en su tamaño. Esta variación
en el tamaño de los granos se conoce como escogimiento.
Como se puede apreciar en la figura anterior, cuando la distribución del tamaño de los
granos de una roca es homogénea (buen escogimiento), la porosidad de la roca es alta. A
medida que aumenta la heterogeneidad en el tamaño de los granos, la porosidad de la roca
disminuye.
La forma de los granos es un factor importante que afecta la porosidad de las rocas. Un
sistema compuesto por granos perfectamente redondeados presentará una porosidad mayor
que un sistema formado por granos alargados o no redondeados (como se aprecia en la
siguiente figura). Los cambios en los granos se deben a procesos de compactación y
diagénesis.
[pic]
• Presión de las capas suprayacentes: Otro factor que afecta la porosidad es la compactación
mecánica originada por la presión de sobrecarga, la cual es ejercida por el peso de las capas
suprayacentes de la roca. A medida que aumenta la profundidad, la presión ejercida por la
columna de sedimentos aumenta, esto genera una fuerza que tiende a deformar los granos y
reducir el volumen de espacios vacíos, por lo tanto se origina una reducción en la
porosidad.
• Permeabilidad: La permeabilidad de una roca de acumulación puede definirse como la

16. facultad que la roca posee para La permitir que los fluidos se muevan a través de la red de
poros interconectados.
• Tipos de permeabilidad:
Existen tres tipos de permeabilidad:
• Permeabilidad Absoluta
• Permeabilidad Efectiva
• Permeabilidad Relativa
• Permeabilidad absoluta: La permeabilidad absoluta se define como la capacidad que tiene
una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados, cuando el
medio poroso se encuentra completamente saturado por un fluido.
• Permeabilidad efectiva: Cuando más de una fase se encuentra presente en un medio
poroso, la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de cada una de las fases a través
de dicho medio poroso se define como permeabilidad efectiva. La permeabilidad efectiva
es menor que la permeabilidad absoluta.
• Permeabilidad relativa: La razón entre la permeabilidad efectiva y una permeabilidad total
se define como permeabilidad relativa. Este tipo de permeabilidad es una función de
saturación.
[pic](Formula general para permeabilidad relativa)
Donde:
[pic] = Permeabilidad relativa a la fase x
[pic] = Permeabilidad efectiva de la fase x
K = Permeabilidad Absoluta
• Factores que afectan a la permeabilidad:
La permeabilidad, es una característica importante del yacimiento que está directamente
relacionada con la porosidad efectiva, ya que mientras mayor número de poros
interconectados posea la roca, mayor será el paso de fluidos a través de ella. Por ende, los
factores que afectan a la porosidad influyen también en la permeabilidad. Entonces, la
permeabilidad se ve afectada por:
▪ Empaquetadura: referida al espacio entre los granos.
▪ Material Cementante: constituido por el cemento que une los granos.
▪ Presión de Sobrecarga: mientras más fuerza ejercen los estratos superiores sobre una roca
reservorio, éste se compactará mucho más, sellando algunos poros de la roca,
disminuyendo la porosidad y restringiendo así la permeabilidad.
▪ Geometría y Distribución de los granos.
▪ Arcillocidad: la cantidad, distribución y clase de arcilla presente en las rocas de

17. acumulación tiene un efecto considerable sobre la permeabilidad a líquidos, especialmente
si el fluido reacciona con las arcillas.
La permeabilidad de las arcillas al agua depende de la salinidad y volumen total del agua.
La razón se debe al hinchamiento de las arcillas cuando entran en contacto con el agua,
especialmente si es agua dulce.
▪ Presencia de Líquidos Reactivos: es importante tomar en cuenta que las medidas de
permeabilidad están afectadas a su vez, por el efecto del deslizamiento de las moléculas y
por la presencia de líquidos Reactivos en el medio poroso.
▪ Relación entre porosidad y permeabilidad: Las dos características principales que debe
poseer todo yacimiento son la porosidad y permeabilidad. La permeabilidad no puede
existir si no existe la porosidad, por lo tanto existe una relación entre ambas propiedades.
• Saturación: Es cada uno de los fluidos presente en un punto del yacimiento en
determinada proporción respecto al volumen total de los poros. A este valor porcentual lo
denominamos saturación del Fluido Sw, Sg y So, Siendo:
So + Sg + Sw = 100%
Donde:
So = saturación de petróleo, %.
Sg = saturación de gas libre, %
Sw = saturación de agua, %
La saturación de petróleo incluye todo el gas disuelto en el petróleo, mientras que la
saturación de gas consiste solo de gas libre. Todo reservorio de hidrocarburo contiene algo
de agua; sin embargo, a menos que la saturación de agua exceda un valor llamado la
"saturación crítica de agua" (Swc), la fase agua es inmóvil y no será producida. El agua
dentro de los poros es llamada "intersticial". El término "agua connata" es usado para
denotar agua que fue depositada simultáneamente con los sedimentos.
Algunos reservorios de petróleo no contienen gas libre, ya que todo el gas esta disuelto en
el petróleo. Estos reservorios son conocidos como "reservorios bajosaturados". La ecuación
es:
So+Sw=100%
En un reservorio de gas que no contiene petróleo:
Sg+Sw=100%
• Humectabilidad:
Es la tendencia de una superficie sólida a dejarse mojar preferencialmente por un fluido en
presencia de otros con los cuales es inmiscible. El fluido que se adhiere sobre la superficie
se denomina fase humectante. En yacimientos de hidrocarburos usualmente agua o aceite
son las fases humectantes. Considere el siguiente sistema:

18. [pic]
Donde:
σWS= Tensión interfacial agua-sólido
σOS= Tensión interfacial aceite-sólido
σWO= Tensión interfacial agua-aceite
θ= Ángulo de contacto medido a través del agua
El ángulo de contacto es usado como una medida de la humectabilidad y está comprendido
entre 0 ⁰ y 180⁰.
Según el ángulo de contacto de adherencia tenemos lo siguiente:
|Θ=90⁰ |Roca con humectabilidad neutra, lo que |[pic] |
| |significa que el sólido no presenta | |
| |preferencia por agua o aceite. | |
|Θ90⁰ |Roca oleófila (humectable al petróleo), la|[pic] |
| |gota de agua se contrae para evitar el | |
| |contacto el sólido. | |
Los factores que controlan la humectabilidad en el yacimiento son los siguientes:
➢Composición de las superficies minerales.
➢Naturaleza del petróleo.
➢Saturación inicial de agua.
➢Química de la salmuera.
➢Distribución de tamaño de poro.
➢Cambios de presión, temperatura y composición.
Presión capilar: diferencia de presión a través de la interfase que separa dos fluidos
inmiscibles, uno de los cuales moja preferiblemente la roca.
Factor de formación: relación entre la resistividad de una roca 100% saturada con un fluido
y la resistividad del fluido saturante.
Resistividad de la formación: es una función de la cantidad de agua presente en los poros.
Resistividad del agua de formación: es una función de su salinidad y su temperatura,
mientras más altas sean estas variables menores será su resistividad.
APLICACIONES
Litología.
Composición mineralógica.
Estructuras sedimentarias.
Detección de fallas.
Reconstrucción de ambientes.

19. Elaboración de mapas.
INTERPRETACIÓN DE REGISTROS DE POZOS
La evaluación de un yacimiento involucra parámetros o factores que están íntimamente
ligados con la formación y los fluidos contenidos en ella.
Así tenemos que para determinar las reservas y conocer si una acumulación es comercial
debemos conocer parámetros como la porosidad y la saturación de hidrocarburos, el
espesor y el área del yacimiento.
Si lo que se quiere es evaluar el potencial de producción de un yacimiento, es imperativo
conocer como se mueven los fluidos a través del medio poroso, por lo que la permeabilidad
viene a ser la propiedad más importante que se debe conocer en este caso.
Todos los parámetros mencionados se pueden medir directa o indirectamente a través de los
registros. Actualmente hay un gran número de parámetros que pueden ser medidos, como
son:
• Densidad de formación.
• Velocidad sónica.
• Potencial espontáneo.
• Resistividad.
• Radioactividad natural de la roca.
• Contenido de hidrógeno.
La operación de perfilaje se realiza, en general, desde el fondo del hoyo hacia arriba,
mientras la sonda es levantada por medio del cable. Se hace la operación de esta manera
con el propósito principal de obtener una medición más precisa de la propiedad investigada
en relación con la profundidad. La velocidad de perfilaje depende de la propiedad que se
desea medir, del tipo de sonda usada y el estado de las paredes del hoyo, y puede variar
desde unos 1200 hasta 1500 pies por hora (375 a 1600 metros por hora).
La mayoría de los sistemas de perfiles en uso actualmente, se dedican a las investigaciones
directamente relacionadas con la industria petrolera; sin embargo algunos de ellos se
aplican también en la minería, en la detección de recursos hidráulicos, etc.
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...Universidad Nacional Autónoma de México Facultad de Ingeniería División de
Ingeniería...