01 Registros Electricos en Agujero Descubierto PDF

“Otro divertido día en el parche de aceite”
Schlumberger Private
1
Introducción
APLICACIÓN DE REGISTROS
Geología Mineralogía, Litología, Correlación,
Sedimentolo gía, Análisis de Fractura,
Estratigrafía/Estructura
Geofísica Sismogramas Sintéticos
Reservorio Volumétrico, Capacidad,

Productividad
Perforación Seguridad, Estabilidad del Agujero/

Geometría, Cemento,
Corrosión
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Objetivo de un Pozo
El Objetivo de la mayoría de los pozos es encontrar
hidrocarburos.
El volumen de hidrocarburos en sitio, es dado por:
H=Constante x φ(1−Sw)hΑ
donde
H = aceite inicial en sitio
φ = porosidad efectiva
Sw= saturación inicial de agua
h = intervalo productivo
A = área de drenaje
Esta es la formula que da la cantidad de aceite en sitio, vital

para la explotación del reservorio.
Los registros dan:
porosidad
saturación
altura (desde la profundidad)
Esto significa que son vitales para el operador.
El área proviene de la sísmica superficial y/o pruebas de
pozo.
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Ejemplo de Registro
Invasión Formaciones Permeables y No-Permeables
LUTITA – Zona Impermeable

No hay separación entre las curvas de
resistibilidad
No hay efectos de invasión
Arenisca – Zona Permeable
Proceso de invasión causa separación
Curvas de Resistibilidad
LUTITA – Zona Impermeable
No hay separación entre las curvas de
resistibilidad
No hay efectos de invasión
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Rendibles
RESULTADOS DE REGISTROS RENDIBLES
GRÁFICOS - Impresos de Películas, usualmente en dos escalas diferentes

de profundidad: 1/200 como copia principal de trabajo y
1/500 (1/1000) para propósitos de correlación.
Algunas mediciones están siendo entregadas con
Desplegados De calidad de Registro, verificando la calidad
de la información grabada.
INFORMACIÓN
DIGITAL - usualmente grabados en DAT (Cinta Digital de Audio)
en el DLIS (Estándar de Registro Digital de Información -
API RP 22). Las grabaciones digitales contienen información
cruda y auxiliar, permitiendo así el recálculo subsiguiente de
los parámetros de registro. Otros formatos tales como LAS
(Estándar de Registros ASCII) también son utilizados para
pequeños juegos de información, cubriendo solamente
información primaria de registro.
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Despliegue de Registros
ENCABEZADO DE
REGISTRO – incluye toda la información sobre el pozo en donde se corrió el registro y la
información necesaria para describir el ambiente bajo el cual las
mediciones fueron informadas (Ej. Parámetros de perforación de l odo). Los
bosquejos de herramienta y observaciones informando sobre eventos
específicos durante la operación de registro, completan el encabezado.
REGISTRO PRINCIPAL - desplegado principal de las mediciones realizadas.
REPETICIÓN DE SECCIÓN – sección corta de registro para probar la repetitividad del registro
o la repetición de registro en secciones con anomalías de medición.
PISTA DE REGISTRO - incluye el tabulador de parámetros de herramienta/calculo y grab aciones
del calibrador.
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Encabezado
8
Encabezado
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Registro de Porosidad
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Registro de Resistividad
Parámetros
Tabulador de
Parámetros
Herramienta/Calculo
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Resumen de Calibración
Calibración y
Revisión
Resumen
12
Resumen de Calibración
Calibración de la
Herramienta - Detalles
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Evaluación de Registro en Agujero Descubierto
Registro de Pozo
SP Resistividad
Esta figura representa el montaje básico del proceso de
registro. Un camión de linea de acero con un carrete de
cable de registro es colocado de manera que la sonda
(equipo de medición) pueda ser bajada dentro del agujero.
Las herramientas de registro miden diferentes propiedades,
tales como potencial espontáneo y resistividad de la
formación, a medida que la sonda es llevada a superficie. La
información es procesada por una computadora en un
vehiculo de registro, y es interpretada por un ingeniero o
geólogo.
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Herramientas Básicas de Registros de Pozo
Herramientas de Litología
Potencial Espontáneo
Rayos Gamma
Herramientas de
Identificación de Fluidos
Resistividad
"Laterolog"
Inducción
Herramientas
Petrofísicas
Porosidad
Neutrón
Densidad
Sónica
Herramientas Auxiliares
Calibrador
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Midiendo dentro del Agujero
La formación a ser medida
esta enmascarada por el
agujero.
El agujero contiene fluidos
Sensores
+
y es de forma irregular.
Electrónicos
Formación
a ser
El sensor debe ser capaz de
Medida medir la propiedad de la
formación con exactitud y
enviar la información a la
Agujero
superficie.
La herramienta contiene un paquete de sensor y los
electrónicos para procesar la información y la comunicación
con la superficie. La formación a ser medida esta “separada”
de la herramienta por el agujero y sus constituyentes, lodo y
enjarre. De esta forma el agujero se convierte en un filtro a
través del cual la formación es vista. Las correcciones de
agujero son el método usado para eliminar este efecto
ambiental.
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Cuantificando Hidrocarburos
7758 h φ (1 − S w ) A
OOIP =
Bo (RB/STB )
OGIP=
43,560h φ
 (1− Sw )A / rcf 

Bg(rcf/scf)
OOIP = Aceite original en sitio en STB
Bo = Factor de volumen de formación de aceite en RB/STB
h = Grosor de producción neta
φ = Porosidad
Sw = Saturación de agua (en fracción)
A = Área de desagüe en acres
Bg = Factor de volumen de formación de Gas en rcf/scf
OGIP = Gas original en sitio en pies cúbicos estándar
El numerador en ambas ecuaciones, cuantifica el volumen de

hidrocarburos en el reservorio y el factor de volumen de formación
de aceite o gas, convierten este volumen de condiciones de
reservorio a condiciones superficiales.
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Registros de Propiedades-Mediciones Reales
Radioactividad Normal
Densidad de Electrón
Tiempo de Viaje de la
Acústica
Índice de Hidrogeno
Absorción Fotoeléctrica
Resistividad de la
Formación
Los rayos gamma estándar miden la radioactividad natural

total de la formación. Registros especiales gamma,
llamados Rayos Gamma Espectrales, pueden determinar la
cantidad de rayos gama del potasio, uranio y torio. A pesar
de que estos registros no son corridos comúnmente, son a
menudo útiles para el geólogo, cuando trata de
correlacionar varias lutitas. Un registro de rayos gamma
estándar puede ser utilizado para calcular la fracción del
reservorio que es lutita, por medio del uso del calculo en
linea recta.
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Resistividad
La resistividad de agua salada La resistividad del aceite es
es baja (altamente alta (conductor pobre)
conductivo).
La resistencia es la oposición de una sustancia al flujo de

una corriente eléctrica. Describe un objeto especifico, que
puede ser medido directamente y es expresado en ohmios.
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Resistividad
Los minerales secos, no-metálicos (matriz de roca), tienen una alta resistividad.
Todos los minerales secos, no-metálicos (matriz de roca),

tienen una alta resistividad.
La tabla 2 nos da una idea de las mediciones de

resistividad que se pueden esperar para algunos tipos
comunes de formación.
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Resistividad
La resistividad de una roca dependerá de la conductividad de
los fluidos que saturan el volumen de los poros.
Hidrocarburos (aceite o gas) tienen una alta resistividad.

El agua de formación tiene un valor de resistividad que
cambia dependiendo de la salinidad y la temperatura del
agua.
Rangos de Resistividad
Tipos de Formación
Rango de Resistividad (ohmios-m)
Formaciones Blandas – arenas con lutitas
0.2 a 50
Formaciones Duras - carbonatos
100 a 1000
Evaporitas - sal y anhidrita
1000s
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22
Resistividad
Procedimiento de Interpretación
Gamma Ray Resistivity Porosity
Hydrocarbon
Water
Shale
Water
La técnica mas simple de evaluación, consiste en reconocer la
zona de hidrocarburos usando las curvas de porosidad y
resistividad.
Esta es una técnica rápida de “mirada rápida” para

reconocer las zonas contenedoras de hidrocarburos. En una
zona de agua, la porosidad y resistividad se perseguirán una
a la otra, si la porosidad disminuye habrá menos agua y por
lo tanto la resistividad se incrementara, y viceversa. En
lutitas, la resistividad usualmente sale con lecturas bajas y
la porosidad con lecturas altas. En hidrocarburo, la
resistividad se incrementa, mientras que la porosidad queda
igual o se incrementa.
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REGISTROS DEL
Registro del Calibrador CALIBRADOR
- Aplicaciones:
• Medición del diámetro del agujero
(geometría del agujero, si se usa una
herramienta calibradora de múltiples
brazos con 2 o 3 mediciones de
diámetro de agujero de 90° o 60°
relativas una a la otra).
• Medición importante para el
perforador: geometría del agujero,
volumen del agujero/cemento.
• Los diámetros del agujero son un
importante parámetro para la
corrección ambiental de registros
petrofísicos.
• Los registros del calibrador orientado
de múltiples brazos, son usados para
identificar las direcciones principales
de los esfuerzos – “registro de
rompimiento” .
- Control Básico de Calidad:
Realizar revisión de la TR - debería
leer el ID nominal de la TR.
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Potencial Espontáneo - SP
El Registro SP, al igual que los registros de rayos gama
naturales, es la grabación de la ocurrencia de fenómenos
físicos naturales, en las formaciones dentro de un pozo. El
registro SP es una grabación versus la profundidad de la
diferencia entre el potencial eléctrico de un electrodo
movible en el agujero y el potencial eléctrico de un
electrodo superficial fijo.
El registro SP tiene varias aplicaciones en el campo de

petróleo:
Correlación
Identificar la interfase de agua fresca/salada
Indicación cualitativa de estratos de lutitas
Determinación de la resistividad del agua de formación.
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SP:
Potencial de Membrana - Em
Potencial de Empalme Liquido - Ej
“El SP no puede ser grabado en

agujeros con lodo no-conductivo.”
Los resultados del SP de las corrientes eléctricas que fluyen en el lodo en el
agujero y en las formaciones alrededor del agujero.
El componente electroquímico del SP, es el componente mas grande del SP y
es debido a la interacción química causada por una diferencia en salinidad
entre el enjarre y el agua de formación. Para esta presentación el componente
electroquímico es partido en dos componentes mas pequeños; el potencial de
membrana y el potencial de empalme liquido
Potencial de Membrana - Em: las membranas selectivas de iones permiten
que los iones con ciertas cargas eléctricas (positivas o negativas) pasen a
través de ellas. Las lutitas actúan como membranas selectivas de iones, ya que
solo permiten que los cationes (iones de carga positiva) pasen a través de
ellas.
Potencial de Empalme Liquido - Ej: Los iones se moverán normalmente de
una salinidad mas alta a una mas baja, el flujo de neto de corriente resultante,
será desde los fluidos de salinidad mas baja hasta los de salinidad mas alta.
El SP no puede ser grabado en agujeros con lodo no-conductivo, debido que

estos lodos no proveen continuidad eléctrica entre el electrodo del SP y la
formación. El SP solo puede ser grabado en agujeros descubiertos porque
tiene que haber movimiento de iones entre los fluidos para establecer
potencial espontáneo. Si las resistividades del filtrado de lodo y la formación
de agua son casi iguales, las deflexiones del SP serán pequeñas y la curva mas
bien libre de características.
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Si Rmf > Rw
El SP será negativo
Si Rmf < Rw
El SP será positivo
Si Rmf = Rw
No se desarrollara SP
Aplicaciones
La mas común de ellas es la indicación de lutitas. En un
ambiente de lodo fresco en donde Rmf > Rw las lutitas
tendrán un bajo SP y areniscas limpias tendrán un SP mas
alto. En un ambiente en donde Rmf > Rw las lutitas
tendrán un alto SP y areniscas limpias tendrán un SP mas
bajo. Si Rmf = Rw muy poco SP será desarrollado y el
registro de SP tendrá muy poco carácter. Esta es la base
para las aplicaciones primarias del SP de indicador
cuantitativo de lutitas, determinación de la interfase de
agua fresca y agua salada y la correlación. El grafico de
Efectos de la Salinidad ilustra como los efectos de la
salinidad del agua de formaciones cambiantes responden
a la curva SP.
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Indicador de Lutitas
SPshale = -10 mV
SPsand = -40 mV
SPlog = SP lectura del registro = -25 mV
El porcentaje de lutitas será:
SPlog - SPshale / SPsand - SPshale =

-15/-30 = .5
o 50% de lutitas
Arenas de Salinidades Cambiantes
Correlación
Indicador de Lutitas – El ejemplo de registro es para el caso donde Rmf > Rw. Líneas de
base para un 100% de arenisca y un 100% lutitas puede ser establecidas como un máximo y
un mínimo de excursiones de SP. El porcentaje de lutitas puede ser directamente obtenido
para cualquier profundidad en el registro, escalando de forma lineal, entre las líneas de base
de la lutita y la arena. Por ejemplo:
SPshale = -10 mV
SPsand = -40 mV
SPlog = SP lectura del registro = -25 mV
El porcentaje de lutitas será:
SPlog - SPshale / SPsand - SPshale = -15/-30 = .5 o 50% lutitas
Interfase de Agua Fresca y Salada – la magnitud y dirección de las excursiones de SP,

dependen de la salinidad relativa entre Rmf y Rw. Cuando esta relación cambia, las
excursiones de SP también cambiaran. En la interfase de agua fresca el Rmf será > Rw por
debajo de la interfase y podría ser igual a o menor que Rw por encima de la interfase.
Correlación – La correlación permite que los registros realizados en un viaje hacia adentro
del agujero puedan ser “amarrados” (equiparado de profundidad) con aquellos realizados en
otro viaje. La correlación es realizada por dos razones principales:
Equiparación de profundidades entre viajes separados hacia adentro del pozo.
Posicionamiento de las herramientas de muestro en el agujero descubierto.
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Rw del SP
Rw es muchas veces conocido por medio de información del
cliente o conocimiento local.
El SP puede ser utilizado para revisar el valor o calcularlo cuando

no esta disponible.
Es especialmente útil cuando existen variaciones a lo largo del
agujero.
Rmfe
SSP = − k log
Rwe
K es una constante – dependiendo de la temperatura.
El SP es un método excelente para calcular el parámetro

vital Rw. El valor Rmf es usualmente medido en una
muestra, en caso contrario puede ser calculado desde los
gráficos, conociendo la salinidad del lodo. La constante K es
una figura compleja que es incorporada a los gráficos.
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Rayos Gamma
Rayos Gamma
Partículas de ondas que son ramilletes sin masa de energía
electromagnética de alta frecuencia, viajando a la velocidad
de la luz. Los rayos gama penetran mas allá que la mayoría
de las partículas, básicamente por su falta de carga. Ellas
son una de las tres partículas que son producidas durante el
decaimiento radioactivo (junto con las partículas alfa y
beta). Cuando los rayos gamma tienen una discreta cantidad
de energía electromagnética, se pueden referir a ellos como
un fotón.
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Rayos Gamma
En formaciones sedimentarias,
el registro de RG refleja el
contenido de arcilla o lutita.
Los elementos radioactivos
tienden a concentrarse en
arcillas y lutitas.
Las formaciones limpias, tales

como areniscas y calizas,
usualmente tienen un muy bajo
nivel de radioactividad.
El registro de Rayos Gamma (RG), mostrado en esta figura,

mide la cantidad de rayos gamma presentes en el pozo. En
formaciones sedimentarias, el registro de Rayos Gamma
refleja el contenido de arcilla o lutitas. Esto es debido a que
los elementos radioactivos tienden a concentrarse en arcillas
y lutitas, causando una lectura de registro de RG alta. Las
formaciones limpias, tales como areniscas y calizas,
usualmente tienen un muy bajo nivel de radioactividad y
como consecuencia una lectura baja de registro de RG.
Hacer distinciones entre estas lecturas de registro RG altas y
bajas, es la base de las mediciones RG,
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Porosidad
Herramientas de
Porosidad
Porosidad de Neutrón
Herramientas de
Densidad
Sónico
CMR
La Porosidad de Neutrón es básicamente una función del

contenido de hidrogeno dentro de los fluidos de formación.
La Porosidad Sónica es calculada desde la ruta mas rápida
para las ondas sónicas a través de la roca sólida.
Las herramientas de densidad calculan la densidad de
ambas, la matriz de la roca y el total de fluido presente.
El CMR responde a protones de hidrogeno que son libres de
moverse en un campo magnético. Esto permite la
diferenciación entre los fluidos libres y los fluidos
capilaramente enlazados.
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Ploteos Cruzados
Combina propiedades de
ambas mediciones, por lo
tanto elimina las
ambigüedades.
El ploteo cruzado mas
común el Neutrón-
Densidad.
Los ploteos cruzados son una herramienta esencial en la
evaluación de registros. Vienen en dos variedades, un
ploteo de frecuencia simple de un registro contra el otro, o
un ploteo de eje-z con un tercero en eje-z efectivo.
Virtualmente hablando, cualquier registro puede ser
ploteado contra otro.
Se realiza un control adicional de la información ploteada,
utilizando un cortador, por ejemplo el calibrador,
eliminando secciones malas del agujero, que podrían
enmascarar las lecturas reales de la formación.
Los ploteos de zonificación también ayudan a afinar el
análisis.
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Volumen
Modelo de Formación:
Contenedora de agua, mono -
mineral.
Esta formación puede ser descrita
por la herramienta de densidad y la
herramienta de neutrones.
ρ b = ρ mf φ + ρ ma (1 − φ )
φ n = φ mf φ + φ ma (1 − φ )
2 ecuaciones para 1 sistema
desconocido :? es sobre-
determinado
Para calizas: ?Nma = 0
Para arena: ?Nma =
0.04
Para analizar una formación en busca de su litología, un

modelo es creado.
Tomando una formación compuesta por un solo mineral y
un solo fluido, agua, en el espacio de los poros, se pueden
escribir las ecuaciones para la densidad del granel y
porosidad de neutrones. Estos tienen como un desconocido
la porosidad, siendo los otros parámetros conocidos. Por lo
tanto esto puede ser solucionado para la porosidad.
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Solución al Ploteo Cruzado
El ploteo es una
linea recta del
punto matriz has
el punto de agua
de 100%
porosidad. Es
colocado en la
escala en
porosidad.
La solución en una forma grafica es una linea recta que va
desde el punto matriz (porosidad = 0) al punto de filtrado
de lodo (porosidad = 100%). Esta linea es sellada en
porosidad. Por lo tanto y para cualquier punto que caiga en
esta linea, la porosidad será conocida.
Por ejemplo el punto ? n = 20, ? b = 2.3, la porosidad será
20%. Los agregados a esta ecuación ? ma y ? f deberán ser
conocidos para una solución correcta.
Cualquier punto que caiga sobre la linea deberá satisfacer a
los agregados. Si la linea es la linea de arenisca, entonces
un punto claro que caiga sobre esta linea deberá ser
arenisca.
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Ploteo Cruzado de Neutrón-Densidad
Este ploteo
cruzado tiene a
?b ploteado
contra la
porosidad
corregida de
neutrón.
La densidad del
fluido en este
ploteo es de
1.0g/cm3.
Las líneas litológicas son líneas de guía; no deberá ser
asumido que los tres minerales estarán presentes en todo
momento. Por ejemplo, en una arena de lutitas conocida la
única linea relevante es la linea de areniscas, en el
carbonato, serán usadas las líneas de calizas y.
En arenas de lutitas los únicos dos minerales normalmente
presentes (interpretación básica) son arenisca y lutitas. Un
punto contenedor de agua limpia caerá sobre la linea de
arenisca, el punto de lutitas estará abajo hacia el fondo
derecho del ploteo. Cualquier otro punto caerá entre estos
dos extremos y puede ser llamado arenas con lutitas.
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Neutrón
Las herramientas de neutrones
emiten neutrones de alta energía de,
ya sea una fuente química o un
dispositivo generador de neutrones
(minitrón) y miden la respuesta de
estos neutrones mientras interactúan
con la formación.
Las herramientas de neutrones emiten neutrones de alta
energía de, ya sea una fuente química o un dispositivo
generador de neutrones (minitrón) y miden la respuesta de
estos neutrones mientras interactúan con la formación o en
muchos casos, los fluidos dentro de la formación. Esta
respuesta medida es afectada por la cantidad de neutrones a
diferentes niveles de energía y por el gasto de decaimiento
de la población de neutrones desde un nivel de energía dado
hasta otro. Un neutrón interactúa con la formación en una
variedad de formas después de dejar la fuente, es la secuela
de estas interacciones la que es detectada por la herramienta.
La figura muestra las partes de una típica herramienta de
registro de neutrones.
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Neutrón
El hidrogeno es el elemento mas
efectivo en el proceso de
desaceleración (esparcimiento
elástico) del Neutrón.
La perdida de energía del neutrón para cualquier colisión en particular depende de la masa del
neutrón y la masa del elemento o partícula siendo atacada. La similaridad entre el neutrón y las
masas de hidrogeno significan que el hidrogeno es el elemento mas efectivo en el proceso de
desaceleración (esparcimiento elástico). Esto es mostrado en la tabla de “Índice de Hidrogeno”.
Esta tabla lista, para distintos elementos, el numero promedio de colisiones necesarias para
reducir un neutrón de 2 MeV al nivel termal de 0.025 eV.
La densidad de neutrones disminuye con su distancia de la fuente y el gasto de su densidad
disminuye dependiendo de la cantidad de hidrogeno presente. La población de neutrones en
cualquier punto durante las mediciones, depende básicamente de la cantidad de hidrogeno entre
la fuente y ese punto. Esto es conocido como el índice hidrogeno (HI). Es una medición de la
cantidad de hidrogeno por unidad de volumen. El HI del agua fresca es definido como 1.
La porosidad de la formación puede ser determinada utilizando el conocimiento del índice
hidrogeno y después contando la cantidad de neutrones de baja energía (ya sea termal o
epitermal) a una distancia dada de la fuente. Cuando el espacio de los poros contiene gas, el
conteo de neutrones en los detectores, es mayor (y la porosidad medida mas baja). Nos
referimos a esto como el efecto gas, debido a que el gas contribuye con mucho menos hidrogeno
para el esparcimiento de neutrones, que el agua o el aceite.
Es importante recordar que los neutrones se verán afectados por el hidrogeno en ambos, los
fluidos de formación y la formación, a pesar de que el hidrogeno es mas comúnmente
encontrado en los fluidos. La situación en la que existe una falta de hidrogeno en el ambiente
dentro del agujero (es decir una zona de gas), es vista en muchos pozos, pero es un verdadero
caso especial cuando se compara con todas las zonas encontradas en todo un pozo.
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Densidad
Cuando medimos la cantidad de rayos gamma
y los niveles de energía a una distancia dada de
la fuente, la densidad de electrones de la
formación, puede ser predicha.
La herramienta de registro de densidad es uno de los instrumentos mas
importantes utilizados para evaluar formaciones.
Se hizo popular en primera instancia, porque media la densidad de la formación,
que puede ser directamente relacionada con la porosidad de la formación.
Es conocido que los rayos gamma pierden energía cuando colisiona n con
electrodos (como es descrito en el esparcimiento Compton). De esto se puede
deducir que mientras mas electrodos se encuentren en la formació n, mas
probable sea que los rayos gamma sean sometidos al esparcimiento Compton.
Esta es la base de la medición de densidad. Al medir la cantidad de rayos
gamma y sus niveles de energía a una distancia dada de la fuente, la densidad de
electrones de la formación, puede ser predicha. Entendiendo la relación entre
densidad de electrones y densidad de granel es una parte esencial de la medición
de densidad.
39
Sónico
Las Herramientas Sónicas están
basadas en las mediciones de
velocidad y las amplitudes de las
ondas sónicas de cuerpo, en las
rocas.
APLICACIONES :
Propiedades Mecánicas :
Fuerza de la Roca,
Esfuerzo de la Tierra.
Propiedades Mecánicas
de las Rocas.
Mecanismos de Falla de
las Rocas. Evaluación de
Formación
Registro de Enlace del Cemento
Aplicaciones: Las aplicaciones principales de las mediciones

de velocidad y las amplitudes de las ondas sónicas de cuerpo,
en las rocas en el campo petrolero, pueden ser listadas como:
Propiedades Mecánicas: Los análisis de propiedades
mecánicas están dirigidas en la medición o la predicción de:
• Fuerza de la Roca
• Esfuerzo de la Tierra
• Mecanismos de Falla de las Rocas
Algunas aplicaciones comunes de propiedades mecánicas en le
campo petrolero, son:
• Estabilidad de la perforación y análisis de
arenado.
• Determinación de la altura de la fractura
hidráulica.
• Estabilidad del pozo
•Evaluación de Formación
• Estimación de porosidad
• Identificación de gas Sonic Tools
• Determinación de litología
• Registro de enlace del cemento
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Herramienta Sónica
La herramienta sónica crea

una señal acústica y mide el
tiempo que tarda en
traspasar una roca.
La simple medición de este
tiempo nos da una indicación
de las propiedades de
formación.
La amplitud de la señal
también nos dará información
sobre la formación.
La herramienta sónica básica tendrá un transmisor y un
receptor. El viaje a través de la formación es afectado por
una cantidad de efectos, notablemente por la porosidad. Por
lo tanto la herramienta puede ser utilizada para medir la
porosidad.
41
Porosidad
Secondary Porosity
0 25 Limestone La porosidad de la
'm'
2 7 Dolomite
lentitud sónica es
diferente a la de las
herramientas de
Residual h.c. densidad o neutrones.
Moved h.c.
Solamente reacciona a la
porosidad primaria, es
decir que no “ve” las
fracturas o cavernas.
La diferencia entre la porosidad sónica y la porosidad de
neutrones-densidad da como resultado un Índice de
Porosidad Secundaria (SPI), el cual es una indicación de la
cantidad de este tipo porosidad que se encuentra en la
formación.
42
Ecuaciones de Porosidad Sónica
La ecuación básica para la porosidad sónica es el Promedio
de Velocidad “Wyllie”:
∆ t log = φ ∆ t f + (1 − φ )∆ t ma
∆t log − ∆t ma
φ=
∆t f − ∆t ma
Existe otra posibilidad de transformar la lentitud en
porosidad llamada “Raymer Gardner Hunt”.
Esta formula trata de tomar en cuenta algunas
irregularidades vistas en el campo.
1
=
(
1−φ2
+
φ )
∆t c ∆t ma ∆t f
La ecuación de tiempo promedio Wyllie es una ecuación

lineal de la misma forma que la ecuación que relaciona la
densidad a la porosidad. Por lo tanto si el valor matriz de
Dtma y el valor del fluido Dtf, son conocidos, la porosidad
puede ser calculada. Un termino adicional C es adicionado
para poder tomar en cuenta la compactación (o la ausencia
de la misma) en algunas areniscas y la ecuación se
convertirá en:
1 ∆ t − ∆ tma
φs =
Cp ∆ tf − ∆ tma
43
Propiedades Mecánicas de los Registros
A partir de la información
sónica, se pueden
calcular las propiedades
mecánicas de la roca,
dando como resultado un
esfuerzo continuo y un
perfil de propiedades
mecánicas, pero necesita
ser calibrado con
información externa, ya
sea proveniente de la
prueba de núcleo o del
DataFRAC.
Propiedades Mecánicas
Todo material elástico tiene respuestas particulares a fuerzas
externas. Las respuestas están caracterizadas por constantes elásticas.
A través del uso de estas constantes podemos estimar como se podría
deformar un material o cuando va a caer bajo cargas externas.
La habilidad de estimar el esfuerzo cortante y las velocidades
compresionales de una formación, nos permite utilizar estas
constantes de elasticidad y analizar las propiedades mecánicas de una
formación, contestando de esta manera las preguntas de cuando,
donde, por que y como caerá una formación.
A partir de la información sónica, se pueden calcular las propiedades
mecánicas de la roca, dando como resultado un esfuerzo continuo y
un perfil de propiedades mecánicas, pero necesita ser calibrado con
información externa, ya sea proveniente de la prueba de núcleo o del
DataFRAC.
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Resonancia Magnética
Sand grains
Irreducible water
Una típica formación de

areniscas, consiste en granos
de roca y fluidos.
Los granos pueden ser grandes
o pequeños o mixtos.
Podría haber o no minerales
arcillosos asociados con la
formación.
La resonancia magnética es
utilizada para analizar la
distribución de la porosidad y
Free Fluid estimar la permeabilidad.
El tamaño de los granos determina la permeabilidad. La

distribución del fluido/porosidad, determinan la calidad del
reservorio. Ninguna de estas mediciones se encuentra
disponible con otras mediciones de registro. En
circunstancias normales la única forma de encontrar estos
números, seria realizando un análisis de núcleo.
45
Decaimiento de las Amplitudes del Eco
La señal se origina del

CMR orosity=100%
Waterintesttube hidrogeno nucleico en
T2 =3700msec el fluido de los poros.
Signal
amplitude CMRporosity La amplitud inicial de
la señal provee la
Waterinporespaceofrock porosidad CMR
T2 =10to500msec
La velocidad de
Time(T2) decaimiento de la
señal (T2) provee la
indicación del tamaño
de los poros.
Algunos de los primeros investigadores notaron que las

amplitudes del eco decaen con el tiempo. Esto se puede ver
en las mediciones de esta lamina de agua en un tubo de
pruebas (es decir, no confinada en un medio poroso).
Además, introduciendo la misma agua en una roca porosa,
causa que el decaimiento proceda con mayor rapidez.
Pareciera que la velocidad de decaimiento nos dice algo
sobre el fluido y sobre la geometría del medio en el que se
encuentra.
Investiguemos el proceso físico que contribuye al
decaimiento y ver como interactúan uno con el otro.
46
Registro CMR - Ejemplo
En esta impresión, la distribución de T2 es representada en la pista 4 como un ploteo grafico,
incrementando los tiempos de T2 a lo largo de la horizontal e incrementando la porosidad a lo
largo de la vertical. Esta es la forma intuitiva de ver la distribución de tamaños de porosidad que la
distribución de T2 normalmente representa. Sin embargo y debido al desorden, solo una muestra
es representada cada 2 pies, no obstante típicamente se adquieren 4. Por lo tanto, parte de la
información se encuentra faltante. Segundo, las características vistas en la distribución se estima
ocurran en la profundidad que corresponde a la base de la distribución. Algunas personas no se
sienten cómodas con este turno de profundidad percibida. Sin emb argo y para aplicaciones de
distribución de tamaño de poros, este formato es preferido.
En la pista 3 representamos las producciones varias de porosidad del CMR-200. La porosidad total
CMR (TCMR) es mostrada como una linea negra sólida. La porosidad por encima de 3ms, es
denominada CMRP_3ms y es representada con una linea negra punteada. El área entre ambas esta
sombreada en marrón para indicar la porosidad de los poros pequeños (típicamente arcillas
enlazadas con porosidad). La Porosidad del Agua Libre (CMFF) es representada como una linea
sólida color magenta y el área entre el CMRP_3ms y la CMFF esta sombreada en color crema
para indicar la porosidad capilar enlazada. Cuando se encuentra disponible, la densidad (rojo
solido) y la porosidad de neutrones (azul en rayas), también son mostradas en esta pista en escalas
compatibles con la mineralogía principal de la zona bajo registro.
En la pista 2 representamos las permeabilidades calculadas, basados en la información del CMR.
Ambos algoritmos populares en la industria - Kozeny-Kenyon (KSDR) y Timur-Coates (KTIM) –
son presentados en una grilla logarítmica, que se incrementa de izquierda a derecha. El promedio
logarítmico T2 (T2LM) también se encuentra presentado aquí.
En la pista 1 presentamos las usuales curvas de correlación – RG, Calibrador.
47
Resistividad
La resistividad de agua La resistividad del aceite
salada es baja (altamente es alta (conductor pobre).
conductivo).
La resistencia es la oposición de una sustancia al flujo de

una corriente eléctrica. Describe un objeto especifico, que
puede ser medido directamente y es expresado en ohmios.
48
Resistividad
Los minerales secos, no-metálicos (matriz de roca), tienen una alta
resistividad.
Todos los minerales secos, no-metálicos (matriz de roca),

tienen una alta resistividad.
La tabla 2 nos da una idea de las mediciones de resistividad

que se pueden esperar para algunos tipos comunes de
formación.
49
Resistividad
La resistividad de una roca dependerá de la
conductividad de los fluidos que saturan el volumen de
los poros.
Hidrocarburos (aceite o gas) tienen una alta resistividad.

El agua de formación tiene un valor de resistividad que
cambia dependiendo de la salinidad y la temperatura del
agua.
Rangos de Resistividad
Tipos de Formación
Rango de Resistividad (ohmios-m)
Formaciones Blandas – arenas con lutitas 0.2
a 50
Formaciones Duras - carbonatos
100 a 1000
Evaporitas - sal y anhidrita
1000s
50
Teoría de la Resistividad
La corriente solo puede
pasar a través del agua en
la formación, por lo tanto la
resistividad depende de:
Resistividad del agua de
formación.
Cantidad de agua presente,
Estructura de los poros.
El flujo de la corriente únicamente puede ser llevado por los
iones en la formación. Los iones solamente están presentes en
espacio de los poros y únicamente en el agua. Mientras mas
iones (mas agua), mas baja será la resistividad.
El agua de formación tiene una resistividad de Rw. La
formación que contiene solamente agua tiene una resistividad
de Ro. Esto es una definición.
51
Modelo de la Resistividad
La mayoría de las herramientas leen en la zona invadida,
por lo tanto solo los parámetros de esta zona son
requeridos. Las herramientas de resistividad tienen que
medir ambas, las zonas invadidas y vírgenes. Esto significa
que los parámetros para ambas zonas deben ser definidos.
El agujero también contiene componentes que son “vistos”
por las herramientas.
Estas tres zonas tienen resistividades Rm, Rmc, Rmf, Rw
de los fluidos envueltos. También están las resistividades
de las formaciones, Rxo y Rt. Las saturaciones de agua
para ambas zonas también necesitan ser definidas ya que
esto determina a resistividad, Sxo y Sw. Finalmente el
diámetro de la zona invadida, di, es requerido para calcular
la contribución desde esta zona. Algunos de los parámetros
son medidos, otros son calculados.
52
"Laterolog"
Principio del
"Laterolog":
Medir la diferencia
del voltaje entre dos
electrodos, es la idea
fundamental de los
dispositivos de
registros laterales.
Medir la diferencia del voltaje entre dos electrodos, es la idea fundamental de

los dispositivos de registros laterales.
Para medir un intervalo especifico de una formación, un voltímetro es colocado
a través del intervalo. Esto es equivalente a colocar dos electrodos de voltaje a
través de la formación y medir el voltaje entre ellos. La distancia entre los
electrodos puede ser cambiada para medir diferentes intervalos.
Profundidad de Investigación
Para describir completamente el ambiente del agujero y estimar la resistividad,
la resistividad debe ser medida a diferentes profundidades de investigación. El
control de la profundidad de investigación es logrado, cambiando las
configuraciones de electrodos y los retornos de corriente. Las herramientas de
corriente de registros laterales proveen hasta cuatro profundidades de
investigación:
Poco profundos
Profundos
Zonas Invadidas o Deslavadas
Acimutal
53
Principio del "Laterolog"
Un electrodo emisor de
corriente, Ao, ha guardado
electrodos simétricamente
posicionados en cualquiera de
los lados.
Los electrodos guardados
emiten corriente para mantener
la potencial diferencia entre ello
y el electrodo de corriente, en
cero.
Esto fuerza a la corriente de
medición a fluir dentro de la
formación de interés.
El problema de un estrato de resistividad con estratos de

resistividad mas bajos en cualquiera de los lados, es que en
herramientas antiguas la corriente toma la ruta mas fácil.
La solución es enfocar la corriente de medición dentro de
la formación. Esto es realizado utilizando una corriente
emitida de electrodos por encima y por debajo del
electrodo de medición.
Esto fuerza a la corriente a fluir en una lamina
directamente dentro de la formación, enfrente de ella, con
muy poca desviación.
54
Efectos del Agujero
Los registros laterales ven el
ambiente del agujero en series de
resistividad.
Rm Las mejores mediciones
ocurren en lodo saturado de sal de
baja resistividad. La peor lectura
se obtiene en lodos frescos. Las RLL = Rm + Rmc + Rxo + Rt
mediciones no pueden ser
realizadas en lodos base-aceite.
Rmc Usualmente descuidado
porque es muy pequeño.
Rxo Depende del Rmf –
necesita ser conocido.
Rt Parámetro a ser medido,
mientras mas alto mejor.
La linea de resistividades en series son todas medidas por la

herramienta. El objetivo es minimizar el no deseado Rm,
Rmc y Rxo y leer el Rt, lo mejor posible. Debido a esto
existe la necesidad de lodos con sal que darán Rm, Rmc y
Rxo bajos.
El Rmc es descuidado debido a que es un grosor muy
pequeño comparado al grosor de la viga de la herramienta.
Este tipo de herramienta lee mejor en las resistividades mas
altas.
55
Inducción
Teoría de la Inducción
Las herramientas de inducción están basadas en principios de la inducción electromagnética.
En resumen estos principios pueden ser establecidos como:
•Un campo magnético es generado por una corriente eléctrica, fluyendo en un circulo continuo.
•Una corriente eléctrica es generada cuando un circulo continuo es sujeto a un flujo magnético.
La magnitud de esta corriente es proporcional a la conductividad del circulo continuo.
La Herramienta:
1.El transmisor produce un campo magnético primario. El campo tiene dos efectos:
Induce a la corriente a fluir en círculos continuos (círculos de fondo), sobre el eje
longitudinal de la herramienta. La corriente inducida tiene un retraso de 90o al transmisor de la
corriente. Esto induce una corriente directamente dentro del espiral receptor. Esta corriente
tiene una amplitud muy grande y es conocida como la señal empare jada directa. La señal
emparejada directa es cancelada por medio del diseño de la formación mutualmente
balanceada.
2.El flujo de la corriente a través del circulo de fondo, genera un campo magnético de fondo.
3.El campo magnético secundario genera una corriente en el espiral receptor. El espiral
receptor tiene un retraso de 90o al circulo de corriente de fondo y un retraso de 180o al
transmisor de la corriente. La señal es conocida como la señal-R y es de principal importancia
en la evaluación de la resistividad de formación. La magnitud de la corriente en el espiral
receptor es proporcional a la conductividad de la formación, debido a esto la resistividad puede
ser calculada.
56
Efectos del Agujero
La herramienta de inducción mide la Conductividad.
Las herramientas de inducción miden la resistividad
en paralelo.
Por lo tanto las herramientas de inducción ven el
ambiente del pozo como conductividad en series.
Cm - Las mejores lecturas ocurren en lodo de alta
resistividad, base aceite es mejor, lodo fresco es
bueno, lodo saturado de sal es peor.
Cmc - Usualmente descuidado porque es muy
pequeño.
Cxo – Depende del Rmf – necesita ser conocido.
Ct – Parámetro a ser medido, mientras mas alto
mejor.
Así como la herramienta reacciona a la conductividad, los

efectos de formación son lo opuesto para las herramientas
eléctricas.
Las mejores lecturas de la conductividad de la zona virgen,
Ct (o Rt en resistividad), son obtenidas cuando los
conductores del lodo, Cm, enjarre, Cmc, y la zona invadida,
Cxo, son lo mas bajas posible. Esto significa que el lodo
base aceite es ideal por lo tanto el objetivo de la herramienta
ha sido alcanzado.
El enjarre es, una vez mas, descuidable.
57
Petrofísica Básica Invasión
RESISTIVIDAD DE INVASIÓN Y FORMACIÓN REAL
Enjarre R micro…... Registro de Microresistividad

No-permeable R shallow… Registro de Resistividad Poco Profunda
R deep…… Registro de Resistividad Profunda
Permeable
Rmicro; Rshallow; Rdeep ==> Rt, Rxo, Di
de gráficos Tornado/Mariposa
No-permeable (vea el libro de gráficos)
Perfil de
Resistibilidad de R xo…. Resistividad en la zona invadida
Formación Zona no -invadida
R t… Resistividad en la zona no -invadida
Di …… Diámetro de Invasión
Zona invadida Zona de
Rmicro transición Rt, Rxo , F ==> S w, S xo
Rshallow (de la Ecuación Archie)
S w = Saturación de agua en la zona no-invadida
Rdeep
S xo = Saturación de agua en la zona invadida
58
Invasión
El objetivo es
obtener Rt
Rmud y Rxo afectara
la medición Rt
59
Perfiles de Resistividad
Profundidad de
Investigación:
Las herramientas de registro
están diseñadas para medir la
resistividad a diferentes
profundidades radiales del pozo
para determinar la resistividad
de la zona deslavada y la zona
virgen.
60
Saturación
S w = S w irr + S w "free"
water So = S oresidual + S o"free"
oil
Matrix
La saturación de una formación representa la cantidad de un fluido dado,
presente en el espacio de los poros.
Los registros de porosidad reaccionan al espacio de los poros.
Los registros de resistividad reaccionan al fluido en el espacio de los poros.
La combinación de ambas mediciones da como resultado la saturación.
La cantidad de cada fluido es un parámetro importante. La

cantidad es usualmente citada utilizando la saturación de
agua Sw. Esto puede ser calculado, debido a que la
saturación en la formación es descrita de forma única, por
su salinidad. Los hidrocarburos son mucho mas complejos y
variables. Por lo tanto la saturación de hidrocarburo es dada
por 1-Sw.
61
Básicos 1
R0
F=
Rw
F: Factor de Resistividad de Formación.
A una porosidad constante F es constante.
A medida que la porosidad se incrementa, Ro disminuye y F
disminuye.
Los experimentos han demostrado que F es inversamente

proporcional a φ m.
a
F=
φm
m: es denominado el “exponente de cementación”.
a: es denominado la constante de “litología”.
Rw y Ro son definiciones. El factor de resistividad de la

formación, es definido por medio de la ecuación.
Los experimentos fueron realizados por Gus Archie para dar
como resultado la relación empírica entre el factor F y la
porosidad.
62
Relaciones - F
Una ecuación clásica, la Ecuación Humble, utiliza las figuras de 0.62 para a y 2.15 para
m. Estas fueron derivadas usando los puntos de información, ploteados en este grafico,
del factor de resistividad de formación F, contra la porosidad.
Las otras dos líneas fueron ploteadas utilizando una escena primaria de un algoritmo de
regresión lineal, a=1 y obteniendo una figura de 1.85 para m. El segundo paso coloca a
m=2 y obtiene a=0.8. Ambas formulas son mas simples que la original y dan la
información resultante igual de bien, especialmente en la zona importante de 15 - 30 %
de porosidad.
El riesgo esta en usar un juego de figuras demasiado complicado, cuando números
simples serán suficientes.
63
Básicos 2
La saturación puede ser expresada como una proporción de las
resistividades:
R0
Snw =
Rt
En donde n es el “exponente de saturación", una constante empírica.
Sustituyendo por Ro:
FRw
Snw =
Rt
Sustituyendo por F:
n a Rw
S =
φ
w m
Rt
Rt es la resistividad de la formación virgen. Esta llena
solamente de agua Rt = Ro y la saturación, Sw = 1. El
exponente de saturación, n, fue, una vez mas, un factor
empírico encontrado por Archie a partir de sus
experimentos.
64
Ecuación de Saturación
a Rw
=
n
S w
φ m
R t
La ecuación de Archie, es por lo tanto muy simple. Ella
relaciona la porosidad y resistividad de la cantidad de agua
presente, Sw.
En el caso básico, m=n=2, a=1, por lo tanto:
1 R
S 2
= w
φ
w 2
R t
La ecuación es algunas veces representada enatérminos

Rw de
resistividad, Rt = m n
φ S w
Esto da una indicación de como la resistividad varia al

cambiar Sw, pero no ayuda al calcular la saturación.
En esta ecuación se asume que solamente el agua en la
formación, es conductiva, y que esto puede ser representado
por el termino Rw, la resistividad innata del agua.
65
Procedimiento de Interpretación
Rayos Gamma Resistividad Porosidad
1 Rw
Sw 2
=
φ 2
Rt Hidrocarburo
Agua
Lutita
Sw = 1
Agua
Rw = φ 2
Rt
Esta es una técnica rápida de “mirada rápida” para reconocer

las zonas contenedoras de hidrocarburos. En una zona de agua,
la porosidad y resistividad se perseguirán una a la otra, si la
porosidad disminuye habrá menos agua y por lo tanto la
resistividad se incrementara, y viceversa. En lutitas, la
resistividad usualmente sale con lecturas bajas y la porosidad
con lecturas altas. En hidrocarburo, la resistividad se
incrementa, mientras que la porosidad queda igual o se
incrementa.
66
Baja resistividad de arenas de gas GOM
Produccion
de gas libre
de agua con
un sst de
grano fino
con un alto
”Swirr”
Objetivo:
El análisis de registro convencional es esta arena de lutitas de baja resistividad
(0.4-0.6 ohmies) y grano fino del GOM que predice saturación alta de agua y alto
corte de agua. Para evaluar el reservorio de gas objetivo con mayor exactitud, las
Herramientas CMR-200 y Platform Express fueron corridas para determinar el
enlace y volúmenes de fluido libre, permeabilidad y saturación de gas.
Metodología:
En el intervalo del reservorio, la porosidad total y el volumen de fluido enlazado
proveniente del CMR-200 promedio 30 pu y 20 pu, respectivamente. La baja
resistividad resulta del alto volumen de fluido enlazada. Las saturaciones de
fluido y la porosidad efectiva calculada a partir de una interpretación de un
ELAN integrado, indican la producción de agua-gas libre.
Resultados:
Los 38 pies superiores del reservorio de gas han sido perforados, la producción ha
sido probada y puesta en linea. Este intervalo esta produciendo actualmente sobre
11 MMSCF gas/día, libre de agua. Los valores de permeabilidad calculados de
las mediciones del CMR, van desde 10-100 md dentro del intervalo perforado, en
cercana concordancia con los resultados de las pruebas de producción.
67
“Modular Dynamic Tester”
Modulo de Potencia Eléctrica
Modulo de Potencia Hidráulica
Modulo Probador
Modulo Probador Dual
Modulo de Control de Flujo
Modulo de Muestra
La herramienta MDT es posicionada a través de la formación

objetivo y colocada contra la pared del agujero por, ya sea dos
empacadores o por hasta tres probadores (la configuración usada,
dependerá de los requisitos de la prueba). Los probadores son
empujados a través del enjarre y contra la formación. Una baja de
presión puede ahora ser creada en uno de los probadores y la baja
puede ser observada en los dos probadores de observación. La
información de la prueba puede proveer estimados de la presión en
formación y de las permeabilidades verticales y horizontales y por lo
tanto permitirnos evaluar la permeabilidad anisotrópica. También se
pueden sacar muestras de fluido. En este caso el incremento en la
herramienta de resistividad determinara cuando un fluido de
formación sin invasión (hidrocarburo o agua de formación) esta
entrando en el modulo de muestra. La baja de presión puede ser
controlada desde la superficie, incrementando la oportunidad de
crear flujo de una sola fase, manteniendo la presión por encima del
punto de burbuja.
Los procedimientos de medición de presión y muestreo de fluidos
pueden ser repetidos a múltiples profundidades en el reservorio.
68
69
Ejemplo-Densidad de Neutrón
70
Ejemplo-Resistividad

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“Otro divertido día en el parche de aceite”

Reservorio Volumétrico, Capacidad,

Perforación Seguridad, Estabilidad del Agujero/

Esta es la formula que da la cantidad de aceite en sitio, vital

LUTITA – Zona Impermeable

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