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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
Escuela Superior de Ingeniería y Arquitectura
Ciencias De La Tierra
Unidad Ticomán
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
T
e
s
i
s
Para obtener el título de:
INGENIERO GEOFÍSICO
Presentan:
ANDREA AVILA CAL Y MAYOR
OZMAR ALÍ HERNÁNDEZ RAMÓN
Asesor:
Dr. Enrique Coconi Morales
MÉXICO D.F. 2012
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
AGRADECIEMIENTOS
A mi Mamá Juana Cal y Mayor y a mi Abuelita Tita Cabrera por brindarme su apoyo
incondicional, confiar y creer que podía lograr este sueño… y por estar ahí… este logro es
también de ustedes!
A mis hermanos Oscar Ovando e Isis Trujillo por darme su apoyo y ánimos de seguir…
A mis tíos Ing. Jesús Cal y Mayor y Cap. Enrique Cal y Mayor, por darme su orientación, y
su apoyo.
Al Dr. Enrique Coconi, por los consejos, conocimiento y sobre todo por su apoyo para
poder realizar y terminar la presente tesis.
Al Ing. Roberto Loó por acompañarme a terminar este reto.
A mis Profesores y Sinodales Ing. Efrén Murillo, M. en C. Rubén Rocha, Ing. Alejandro
Maravillas, M. en C. Daniel Dorantes.
A mis amigos de la carrera de Ing. Geofísica, por el apoyo recíproco que hubo a lo largo de
la carrera… y por los buenos momentos.
A todas las demás personas que desde el principio, de una u otra forma han estado
presentes, a lo largo de este uno de mis retos y sueños logrado.
Gracias!
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MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
AGRADRECIMIENTOS
A dios por haberme dado la fuerza para mantenerme dentro del camino.
A mis padres Lázaro Hernández Román y Neyra Ramón Ortiz que sin su infinito
apoyo no hubiera llegado tan lejos en mi vida profesional, sus consejos, regaños y
palabras
son mi energía para seguir. Este logro no es solo mío si no también suyo
los amo.
A mi hermano Ángel Leonardo Hernández Ramón mi ejemplo a seguir al cual quiero
y respeto de la mayor forma posible. Gracias bro.
A cada uno de los miembros de mi familia que creyeron en mí y sus palabras de
aliento fueron un gran apoyo en los momentos difíciles, cada uno de ellos tienen un
lugar en mi corazón. En especial a mi tío Juan Ramón Ortiz (Q.E.P.D.).
Les agradezco
a todos los maestros que fueron pilares en mi vida y
tuvieron la
paciencia para compartir sus conocimientos y experiencia conmigo, de manera especial
al Dr. Enrique Coconi Morales por creer en mí y aguantarme todo este tiempo
todos sus consejos y regaños me llevaron a terminar este trabajo.
Y por supuesto a todos mis amigos que estuvieron a mi lado durante todo este
tiempo en especial a mis amigos Ricardo, Jesús, Rudy, Daniel y Cassandra.
Y a una persona especial que me acompaño ya casi al final de este viaje pero no
importa que tan tarde apareció si no el tiempo que te mantengas a mi lado, que
con su forma me hizo quererla de gran manera, gracias Raquel Sarai te amo.
A todos los mencionados y los que me faltaron
¡Gracias por todo!
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MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
ÍNDICE
RESUMEN ..................................................................................................................................... 7
ABSTRACT ..................................................................................................................................... 8
INTRODUCCIÓN Y ANTECEDENTES .............................................................................................. 9
OBJETIVOS .................................................................................................................................. 11
CAPÍTULO 1 TEORIA DE FACIES Y ELECTROFACIES .................................................................... 11
1.1 FACIES.......................................................................................................................................... 11
1.2 LEY DE WALTHER Y CORRELACIÓN DE FACIES ............................................................................ 12
1.3 LITOFACIES .................................................................................................................................. 14
1.4 BIOFACIES .................................................................................................................................... 15
1.5 MICROFACIES .............................................................................................................................. 16
1.6 FACIES SÍSMICAS ......................................................................................................................... 18
1.7 ELECTROFACIES ........................................................................................................................... 20
CAPÍTULO 2 REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS USADOS EN ESTE TRABAJO .......................... 23
2.1 RAYOS GAMMA ........................................................................................................................... 24
2.1.1 FUNDAMENTOS DE LOS RAYOS GAMMA. .............................................................................. 24
2.1.2 REGISTROS DE RAYOS GAMMA. ............................................................................................. 25
2.1.3 INTERPRETACIÓN DE LOS REGISTROS DE RAYOS GAMMA .................................................... 25
2.1.4 LITOLOGÍA. .............................................................................................................................. 26
2.2 REGISTRO DE DENSIDAD ............................................................................................................. 27
2.2.1 PRINCIPIO DE MEDICIÓN ........................................................................................................ 27
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MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
2.2.2 VALORES DE LOS REGISTRO DE DENSIDAD ............................................................................. 27
2.2.3 POROSIDAD A PARTIR DEL REGISTRO DE DENSIDAD.............................................................. 29
2.2.4 EFECTO DE ARCILLAS. ............................................................................................................. 29
2.2.5 EFECTO DE HIDROCARBUROS. ................................................................................................ 30
2.3 REGISTRO DE NEUTRÓN .............................................................................................................. 30
2.3.1 PRINCIPIO DE MEDICIÓN ........................................................................................................ 30
2.3.2 INTERPRETACIÓN DEL REGISTRO DE NEUTRÓN ..................................................................... 31
2.3.3 RESPUESTA DE NEUTRÓN EN HIDROCARBUROS. ................................................................... 31
2.3.4 ARCILLAS, AGUA LIGADA EN NEUTRÓN.................................................................................. 31
2.3.5 DETERMINACIÓN DE POROSIDAD A PARTIR DE REGISTRO DE NEUTRONES .......................... 32
2.4 REGISTRO SÓNICO DE POROSIDAD ............................................................................................. 32
2.4.1 FUNDAMENTOS DEL REGISTRO SÓNICO DE POROSIDAD....................................................... 32
2.4.2 ARENISCAS COMPACTADAS Y CONSOLIDADAS EN SÓNICO. .................................................. 34
2.4.3 CARBONATOS EN EL REGISTRO SÓNICO. ................................................................................ 35
2.4.4 ARENAS NO COMPACTADAS EN EL REGISTRO SONICO .......................................................... 36
2.5 REGISTRO DE RESISTIVIDAD ........................................................................................................ 36
2.5.1 FUNDAMENTOS DEL REGISTRO DE RESISTIVIDAD.................................................................. 36
2.5.2 TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD...................................................................................... 37
2.6 PRESENTACIÓN DE LOS REGISTROS USADOS EN ESTE TRABAJO ................................................ 39
CAPITULO 3 MÉTODOS PARA LA INTERPRETACIÓN DE ELECTROFACIES. ................................ 41
3.1 GRAFICAS DE TELARAÑA Y GRAFICAS DE ESCALERA ................................................................... 42
3.2 CARAS DE CHERNOFF .................................................................................................................. 44
3.3 MÉTODO DE CLASIFICACIÓN DE ELECTROFACIES ....................................................................... 46
3.3 ALGORITMO K DE VECINDAD CERCANA (KNN) USANDO EL SOFTWARE POWER LOG® ............. 49
3.3.1 CLASIFICACIÓN DE FACIES: SELECCIÓN DE SEMILLAS ............................................................. 52
3.3.2 CLASIFICACIÓN DE FACIES CONTROL DE LAS CURVAS DE BLOQUE ........................................ 54
3.3.3 ALGORITMO K DE VENCIDAD CERCANA ................................................................................. 55
3.3.4 VARIANZA ............................................................................................................................... 57
CAPITULO 4 APLICACIONES Y RESULTADOS .............................................................................. 58
4.1
APLICACIÓN .......................................................................................................................... 60
4.1.1 GRAFICAS TELARAÑA Y ESCALERA .......................................................................................... 60
4.1.2 CARAS DE CHERNOFF.............................................................................................................. 68
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MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
4.2
INTERPRETACIÓN DE ELECTROFACIES POZO 1..................................................................... 69
4.2.1 DESCRIPCIÓN DE LAS ZONAS ................................................................................................. 69
4.2.2 INTERPRETACIÓN DE ELECTROFACIES DEL POZO 1 ................................................................ 74
4.2.3 MÉTODO DE CLASIFICACIÓN DE ELECTROFACIES (REDES BÁSICAS)....................................... 86
4.2.4 ALGORITMO K DE VECINDAD CERCANA (KNN) SOFTWARE POWER LOG® ........................... 88
4.2.5 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO CON TODOS LOS MÉTODOS APLICADOS .............................. 89
4.2.6 APLICACIÓN DE LOS MÉTODOS .............................................................................................. 90
4.3
INTERPRETACIÓN DE ELECTROFACIES POZO 2..................................................................... 93
4.3.1 DESCRIPCIÓN DE LAS ZONAS .................................................................................................. 93
4.3.2 INTERPRETACIÓN DE ELECTROFACIES POZO 2 ....................................................................... 97
4.3.3 MÉTODO DE CLASIFICACIÓN DE ELECTROFACIES (REDES BÁSICAS)..................................... 109
3.3.4 ALGORITMO K DE VECINDAD CERCANA (KNN) SOFTWARE POWER LOG® .......................... 111
4.3.5 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO CON TODOS LOS MÉTODOS APLICADOS ............................ 112
4.3.6 APLICACIÓN DE LOS MÉTODOS ............................................................................................ 113
CAPITULO 5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.............................................................. 116
GLOSARIO ................................................................................................................................. 118
REFERENCIAS ............................................................................................................................ 121
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MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
RESUMEN
La presente tesis tiene como finalidad la adaptación y análisis de los métodos para la
interpretación de electrofacies a partir de registros de pozo convencionales.
Las
electrofacies tienen la finalidad de describir las litologías atravesadas durante la
perforación, esto es mediante las respuestas en los registros y poder reconocer las facies
fundamentales.
Para su interpretación se utilizó como metodología la Gráfica de Telaraña, Escalera,
Caras de Chernoff, Algoritmo de vecindad cercana (KNN), Método de Clasificación de
Facies. Estas consisten en leer los valores presentados en los diferentes tipos de curvas
de una misma electrofacie sobre una escala gráfica. Los métodos se aplicaron para dos
distintos pozos, donde el objetivo era ver la eficacia de éstos, se obtuvieron resultados
con algunas variaciones o problemáticas en su aplicación pero con resultados parecidos
unos a otros demostrando que los resultados finales son similares entre todos los
métodos aunque algunos métodos presentan algunas ventajas que se mencionan en este
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MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
trabajo. El propósito de estas es obtener resultados como el que se facilite la
interpretación geológica, la comprobación y eficiencia de los métodos mencionados, el
refuerzo para la interpretación de pozos, o de pozos circundantes, y poder aportar una
heterogeneidad de facies útiles y un modelo petrofísico.
ABSTRACT
This thesis has the finality the adaptation and analysis of the methods employed for
interpreting electrofacies based on conventional well logs. Electrofacies describe the cross
lithologies during the drilling operation; this due by well log curves behavior and the
recognizing the fundamental facies.
For the interpretation it was used the methodology of Spider-Web Graphics, Stairs,
Chernoff Faces, Closer Neighborhood Algorithm, Facies Classification Method. The
methodology consists on understand the numerical values obtained in the well logs plotted
on a same graphic scale, and it was applied for two wells. The results obtained show some
variation due by the methodology application, but it also showed similarity between all
methods. The advantage for each method is presented in this thesis.
Other aspect showed in the results is the facilitation for interpreting geology, well logs, and
contribute useful facies heterogeneity and a petrophysical model.
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MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
INTRODUCCIÓN Y ANTECEDENTES
El término “electrofacies” fue introducido por Serra y Abbott (1982) y se ha definido como
“conjunto de las respuestas de los registros geofísicos que caracterizan un estrato y
permiten que pueda ser diferenciado de los otros que lo rodean.” Las electrofacies se
pueden asignar generalmente a una o más litofacies pues las respuestas del registro son
medidas de las características físicas de rocas. La identificación de facies es un
componente esencial de la prospección petrolera y de la caracterización del depósito. Las
facies se han identificado, manualmente con la ayuda de técnicas gráficas como
“crossplotting” (graficas cruzadas) de registros “wireline logs” (registros convencionales) y
de tal modo correlacionar su comportamiento. Recientemente varios matemáticos han
introducido los modelos para automatizar la tarea de la identificación de la facies. Éstos
incluyen los métodos basados en estadísticas y la regresión multivariantes tal como
componente principal, análisis y paramétricos no multivariantes.
Algunos gráficos de interrelación indican directamente las secuencias de electrofacies.
Rider y Laurier (1979) usaron esta técnica para caracterizar secuencias deltaicas. Una
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MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
técnica más precisa consiste en el análisis de la distribución de las facies a través de un
estudio de probabilidades.
Selley (1970) propone representar la sucesión de electrofacies en un diagrama telaraña,
este se conoce actualmente como Diagrama de Relación de Facies (FRD), sin embargo
Walker (1984) cuestiono este método por ser estadísticamente incorrecto, sugiriendo el
uso del método de análisis de las cadenas de Markov.
Middleton (1978) señalo el objetivo final del análisis de secuencias y facies, el cual es la
reconstrucción del ambiente de depósito, por lo tanto el último paso es pasar del término
electrofacies (Concepto Geofísico) a el término facies (termino Geológico).
Combinando los resultados del análisis de electrofacies procesados para varios sondeos
de una cuenca, se puede construir una base de datos de electrofacies que a su vez podrá
ser utilizada como referencia para el estudio de un nuevo sondeo.
En el primer y segundo capítulo de esta tesis se nombraran y especificaran el término de
facies y sus derivadas como los son las electrofacies, los registros geofísicos de pozos
utilizados en el presente trabajo, su teoría de medición y valores principales de los
minerales más conocidos. En el tercer capítulo se abarcara completamente los métodos
utilizados para la
creación e interpretación de electrofacies. Aunque existan otros
métodos en este trabajo se mostraran solo 5 métodos. Y en el capítulo cuatro se
mostraran los resultados obtenidos de la interpretación de dos diferentes pozos
mostrando la similitud entre los resultados de los 5 métodos anteriormente descritos. Por
último en el capítulo cinco las conclusiones y recomendaciones del trabajo.
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MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
OBJETIVOS

Analizar, adaptar y aplicar los métodos para obtener electrofacies a partir de
registros geofísicos de pozos convencionales.

Obtener electrofacies usando el software comercial Power Log®.
CAPÍTULO 1 TEORIA DE FACIES Y ELECTROFACIES
1.1 FACIES
Cuando se estudia una serie de capas
sedimentarias, se pueden ver los cambios
sucesivos de las condiciones ambientales que hubo en un lugar concreto con el paso del
tiempo. También pueden verse los cambios de los ambientes pasados si se sigue la pista
de la unidad individual de roca sedimentaria lateralmente.
Esto es así porque, en
cualquier momento, pueden existir muchos ambientes sedimentarios diferentes a lo largo
de un área amplia. Cada unidad posee un conjunto de distintivos de características que
reflejan las condiciones de ambiente en particular. (Tarbuck & Lutgens, 2002).
Cuando se examina una unidad sedimentaria en una sección transversal desde un
extremo a otro que se formo al mismo tiempo, donde se
exhiben características
diferentes, la fusión de las facies adyacentes tiende a ser transiciones graduales.
El término facies fue introducido por Gressly (1838) y ha sido utilizado de diversas
maneras y los usos y definiciones han sido revisado constantemente por distintos autores.
El término facies cubre un significado general, descriptivo y nunca genético y corresponde
al aspecto que presenta una roca sedimentaria como resultado de la suma de
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MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
características litológicas, estructurales y orgánicas que pueden ser detectadas en el
campo y que distinguen esta roca de las que la rodean, (Figura 1.1).
Dependiendo de las características o factores de las facies se pueden dividir en diferentes
tipos.
Figura 1.1.- Se sigue la pista a una capa sedimentaria, donde podemos encontrar que está compuesta por varios tipos
diferentes de rocas. (Tarbuck &Lutgens, 2002).
1.2 LEY DE WALTHER Y CORRELACIÓN DE FACIES
La Ley de facies de Walther (1894) nos indica que las facies que aparecen dispuestas en
sentido vertical (asociaciones de facies) deben haber sido el producto de ambientes
asociados especialmente
De este modo, dichas facies han sido formadas en ambientes lateralmente adyacentes.
La Ley de Walther tiene una limitación, la limitante de Middleton (1973); y es que debe
aplicarse a sucesiones en las que no aparezcan interrupciones o discontinuidades
mayores, (Figura 1.2).
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MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Figura1.2.- Contacto de asociación de facies y tiempo de sedimentación (principio de la correlación).
(http://infogeologia.files.wordpress.com/2011/07/facies_sedimentarias.pdf).
La Ley de Walther es esencial para:
I.
Efectuar interpretaciones dinámicas en el modelado de ambientes sedimentarios
II.
Realizar estudio espaciales sobre la base de la correlación
Hay tres tipos laterales de facies, (Figura 1.3) las cuales son:
I.
Horizontales
II.
Verticales
III.
Oblicuos
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MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Figura 1.3.- Cambios de Facies.
(http://infogeologia.files.wordpress.com/2011/07/facies_sedimentarias.pdf).
.
1.3 LITOFACIES
Conjunto de las características de los cuerpos de roca sedimentarios, se puede definir por
su color, estructuras, composición, textura y arquitectura sedimentaria. Normalmente por
una combinación entre estos atributos. Aun cuando su definición se efectúa con un criterio
enteramente objetivo, se considera que este cuerpo de roca ha sido formado bajo
determinadas condiciones físicas y químicas, y por lo tanto evidencia un proceso
sedimentario en particular. (Tarbuck & Lutgens, 2002), ver Figura 1.4
Por las características físicas y composicionales de los sedimentos, las litofacies se
definen por su:
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MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
I.
Litología (textura y composición)
II.
Estructura sedimentaria
III.
Geometría o arquitectura de los cuerpos
Figura 1.4.- Litofacies de arenisca con capa plana, areniscas con estructura Hummocky y litofacies heteroliticas.
(http://infogeologia.files.wordpress.com/2011/07/facies_sedimentarias.pdf).
1.4 BIOFACIES
Se definen como distintas características biológicas de los estratos que son indicativos de
las condiciones específicas bajo las cuales esas rocas fueron depositadas, como
ejemplos se encuentran los Skolithos, Cruziana, Nereites y Zoophycos, (Figura 1.5).
El término biofacies ha sido utilizado con diferentes significados de los cuales el ambiental
o ecológico es el más importante (Ludvigsen et al., 1986). Esta connotación del término
cobró fuerza en los estudios de faunas bentónicas actuales los cuales demostraron que
distintos sectores de las plataformas están caracterizados por asociaciones o biofacies
particulares. Estas biofacies generalmente se van remplazando con el aumento de la
profundidad respondiendo a cambios fisicoquímicos e interacciones biológicas y en el
registro pueden aportar datos útiles en interpretaciones paleoambientales (Scott, 1970;
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MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Brenchley, 1990; Wignall, 1990). Cabe mencionar que antes de realizar un análisis de
biofacies en el registro fósil es aconsejable contar previamente con un estudio litofacial de
la unidad bajo estudio y un análisis tafonómico de los fósiles utilizados. Las litofacies
permiten interpretar los paleoambientes de sedimentación mientras que las tafofacies en
combinación con datos bioestratigráficos permiten estimar los grados de mezcla temporal
(time- averaging) y espacial de los fósiles.
Figura 1.5.- Diferentes tipos de biofacies.
(Lazo Darío G. (2007))
1.5 MICROFACIES
Las microfacies se convirtieron en una parte esencial del análisis de las facies y la
interpretación paleoambiental de las calizas. El progreso de las microfacies se debe a la
importancia de las calizas y dolomías.
El término microfacies definido por Brown (1943) y de forma independiente Cuvillier,
(1952) microfacies se refiere a la petrografía y paleontología en secciones delgadas. Hoy
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MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
en día, sin embargo microfacies es considerado como el total de todos los datos
sedimentológicos y paleontológicos que pueden describirse y clasificarse en secciones de
muestras delgadas, que produce las bases para una buena interpretación.
Otra definición de microfacies es que son características litológicas paleontológicas
observables al microscopio y, por tanto, condiciones litológicas y biológicas reinantes
durante la sedimentación.
Los campos geológicos, incluyendo mapas y perfiles son un requisito previo para el
análisis exitoso de microfacies.
El análisis de microfacies, o evaluación sistemática de todos los componentes
paleontológicos y sedimentológicos que conforman las facies sedimentarias, representa
una de las herramientas más útiles en la interpretación y reconstrucción de los ambientes
sedimentarios que prevalecieron en el pasado geológico.
De esta forma, el estudio detallado de las facies carbonatadas en lámina delgada con la
ayuda de un microscopio petrográfico, produce las bases para una interpretación
paleoecológica en cualquier evaluación estratigráfica, (Figura 1.6).
Algunos ejemplos son: facies de peloides, facies de radiolarios, facies de calizas oolíticas
Figura 1.6.- La muestra ha sido impregnada con resina de colorante azul, que llena los poros abierto entre y dentro de
los granos. (Flügel, 2004).
17
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
1.6 FACIES SÍSMICAS
La facies sísmica es la respuesta acústica de una litofacie de un sistema de depósito a
una determinada señal acústica de características controladas. Una facie sísmica es una
unidad 3D, compuesta por reflexiones sísmicas, cuyos parámetros acústicos (amplitud,
frecuencia, continuidad, intervalo de velocidad) difieren de los correspondientes a las
unidades adyacentes dentro de una misma secuencia, (Brown & Fisher, 1980).
La interpretación de una facies sísmica en términos de litología, estratificación y ambiente
de posicional constituye la unidad litosísmica.
Los principales criterios empleados para identificar, clasificar, cartografía e interpretar las
facies sísmicas son los siguientes, (Figura 1.7):
I.
La geometría y terminación de la reflexión con respecto a la superficie de
discontinuidad que limitan la secuencia.
II.
La configuración de la reflexión en las facies sísmicas (ejemplo: paralela y
divergente hacia la cuenca, progradacional, monticulada o laminada y solapamiento
expansivo)
III.
La forma 3D, tales como lámina, cuña, lentejón, banco, montículo y relleno.
18
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Figura 1.7.- Criterios de identificación de facies sísmicas.
(Hubbard et. al., 1985).
Estos tres criterios fueron dados por Cross y Lessenger en 1988. La consideración de
todos y cada uno de los anteriores criterios, además de otros parámetros acústicos
(amplitud, frecuencia, etc.) conducen a la correcta interpretación de la facies sísmica,
(Figura 1.8).
Figura 1.8.- Sismograma con facies sísmicas marcadas.
(http://geologia.ujaen.es/usr/lmnieto/estratigraf%c3%8da%20y%20petrologia).
19
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
1.7 ELECTROFACIES
La evaluación de facies geológicas y electrofacies difieren ampliamente, pero aspiran a la
misma meta, es decir, a la descripción de los parámetros físicos de las rocas, y no deben
considerarse por separado ya que se complementan mutuamente.
El concepto electrofacies es aquel en el que las rocas sedimentarias se consideran
numéricamente y por lo tanto, hay que tener en cuenta que las electrofacies no solo
reflejan el ambiente posicional también pueden incluir efectos de diagénesis, porosidad y
química de los fluidos en los poros.
Serra y Abott (1982) define el término electrofacies como: el conjunto de las respuestas
de los parámetros físicos que caracteriza a un estrato y permite diferenciarlo de otros.
El objetivo del análisis de electrofacies mediante los perfiles de pozo es describir
objetivamente las formaciones atravesadas durante la perforación mediante sus
respuestas en los perfiles y reconocer las distintas electrofacies fundamentales, así como
analizar su asociación vertical con otras secuencias y por lo tanto poder deducir su
evolución lateral, es decir reconstruir los modelos de electrofacies que ayudaran a definir
los ambientes sedimentarios, en la siguiente figura se tiene una gráfica cruzada de
Neutrón-Densidad, donde se tienen en círculos rojos las electrofacies predominantes
(Figura 1.9).
Para la caracterización de electrofacies se han desarrollado procedimientos gráficos,
estos consisten en la representar los valores que pueden leerse en los diferentes tipos
registros de una misma electrofacies sobre una escala gráfica.
Las diferentes gráficas son:
20
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
I.
Spiderweb (Telaraña) se construye un paralelepípedo con vértices en los puntos
que corresponden a los valores de cada uno de las escalas de los registros con una
posición radial
II.
Ladder (Escalera) los valores representan en ejes de abscisas con una disposición
paralela.
Un factor muy importante que debe de tomarse en cuenta que está ligado a la perforación
o a las características del pozo es la resolución de la herramienta.
Los modelos de electrofacies no son únicos, y requieren un control visual, interpretación
critica para la evaluación de los resultados por un geólogo. El resultado de un modelo de
electrofacies proporciona una heterogeneidad de facies útil y un modelo petrofísico.
Las electrofacies se consideran así mismo unidades informales.
Figura 1.9.- Crossplot donde se pueden observan las diferentes facies (electrofacies) encerradas en círculos.
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MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Los métodos tradicionales de caracterización de electrofacies incluyen el uso un software
que no prohíbe la operación con datos de los perfiles geofísicos de pozos, basados en las
características físicas de cada perfil, los asociados a los datos de la certificación,
conseguido del contacto directo con la roca. Más allá de la asociación de diversos tipos de
datos para la definición de electrofacies, otro problema se relaciona con la representación
de los datos, obtenidos de campo, mientras los perfiles que funcionan a través de todos
los pozos.
El análisis de las electrofacies y electrosecuencias que pertenezcan al mismo ambiente
sedimentario permitirá extraer de los registros de pozos, las respuestas que caractericen
a un ambiente de depósito (Walker, 1979).
De esta manera se define un modelo de facies que actuara como:
I.
Normas de comparación en cada nuevo ejemplo
II.
Guía de referencia en futuras observaciones
III.
Elementos para predecir nuevas situaciones geológicas
IV.
Base integrada para la representación del ambiente que se presente
22
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
CAPÍTULO 2 REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS USADOS EN ESTE
TRABAJO
Los registros geofísicos de pozos es una técnica para medir las diferentes propiedades de
las rocas y se define de la siguiente manera: “Un registro geofísico de pozo es toda
aquella presentación digital o analógica de una propiedad física que se mide contra la
profundidad”. (Arroyo C., 1996), ver figura 2.1
Figura 2.1.- Representación de la zona de estudio y simbología usados en un pozo (Ellis & Singer, 2008).
Donde:
Rs: resistividad superficial
Rmc: resistividad del enjarre del lodo de perforación.
Rt: resistividad verdadera.
Rxo: resistividad de la zona lavada.
Rw: resistividad del agua de formación.
Rmf: resistividad del lodo filtrado.
Sw: Saturación de agua, z
Sxo: saturación de la zona lavada
Rm: resistividad del lodo de perforación.
23
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES
USANDO REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS
CONVENCIONALES
2.1 RAYOS GAMMA
2.1.1 FUNDAMENTOS DE LOS RAYOS GAMMA.
Son tres los tipos básicos de radiación que un átomo emite al desintegrarse y se conocen
comúnmente como rayo alfa (α), rayos beta (β) y rayos gamma (γ).
De los tres tipos de las radiaciones antes citados, los rayos alfa son de alta energía,
aunque de relativa poca penetración y consiste esencialmente, de átomos de helio, pero
sin sus electrones; por lo que tanto tiene carga eléctrica positiva. Debido a esta carga
eléctrica y su masa relativamente grande, son fácilmente detenidos; bastarían unas
cuantas hojas de papel, para lograrlo, por esta razón tales radiaciones no llegan a los
instrumentos de medición de la sonda del registro.
Los rayos beta son electrones libres emitidos por el núcleo del átomo, y son de mucho
menor energía que los rayos alfa, no obstante, no son detenidos tan fácilmente como los
rayos alfa, en este caso serían necesario algunos milímetros de acero o un cierto espesor
de agua para detenerlos, sin embargo también son detenidos antes de llegar a la sonda
del registro.
El tercer tipo de radiación, los rayos gamma, que son los que interesan para el registro, no
son partículas de tamaño definido, aun cuando en mucho de sus efectos se manifieste
como si fuera, en realidad se trata de ondas electromagnéticas similares a las de radio,
luz y rayos X, aunque no de proceso continuo, si no en brotes y pueden ser detectables
como tales; no obstante en contacto con la materia, en cada brote reacciona como si se
tratase de partículas, también se llaman fotones, este tipo de radiación es el de mayor
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
penetración debido a lo cual es posible, obtener los registros de rayos gamma a un a
través de varias tuberías de revestimiento en el pozo y regresar para ser medido por la
sonda del registro
2.1.2 REGISTROS DE RAYOS GAMMA.
El registro de rayos gamma es una medición de la radiactividad natural de las
formaciones. En las formaciones sedimentarias el registro normalmente refleja el
contenido de arcilla de las formaciones por que los elementos radiactivos tienen a
concentrarse en arcillas. Las formaciones limpias generalmente tienen un nivel bajo de
radiactividad, a menos que los contaminantes radiactivos como cenizas volcánicas o
residuos de granito estén presentes o que las aguas de formación contengan sales
radiactivas disueltas.
2.1.3 INTERPRETACIÓN DE LOS REGISTROS DE RAYOS GAMMA
La curva de rayos gamma tiene generalmente un uso que es la determinación de las
zonas de arcilla y de arenas. En otras palabras zona sucia y la zona limpia. Esto es de
gran importancia ya que nos delimita rápidamente las zonas de interés sobre otras.
Los rayos gamma tienen prácticamente el mismo uso, interpretativo que la curva del
potencial natural. Esto quiere decir que en aspectos cualitativos se le puede usar para
correlación litológica y estratigráfica. En interpretación cuantitativa su uso principal es en
la estimación del contenido de arcilla en la formación.
25
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
2.1.4 LITOLOGÍA.
En la identificación de la litología los rayos gamma relativamente no pueden darte una
litología por si sola pero acompañada con otros registros se puede identificar o distinguir
algunos tipos de litología. Se logra identificar algunas litologías por la diferencia en valores
de la radiactividad según el tipo de roca. Debido a esta característica, mediante el registro
de rayos gamma se puede distinguir entre arenas o areniscas y lutitas, o entre calizas y
lutitas; esto desde luego exige que se tenga conocimiento previo de las condiciones
estratigráficas locales y de algunos otros registros, ya que el registro de rayos gamma
prácticamente no hace distinción entre arenas, areniscas y calizas. Los valores relativos
de radiactividad según el tipo de roca se pueden clasificar de la siguiente manera:
I.
Rocas de muy baja radiactividad, tales como el carbón, sal y anhidritas.
II.
Rocas de baja radiactividad; entre estas se puede citar las calizas puras, dolomías,
areniscas y arenas o mezclas de rocas (las arenas y areniscas de grano fino
tienen mayor radiactividad que las de grano grueso)
III.
Rocas de radiactividad media se asocia a las areniscas y a las arenas arcillosas y
limosas, calizas, dolomías arcillosas, lutitas arenosas y calcáreas.
IV.
Rocas de alta radiactividad; dentro de este grupo se tiene la arcilla, lutitas, cenizas
volcánicas y bentonitas.
De acuerdo con esta clasificación de rangos de radiactividad natural, las deflexiones de la
curva de rayos gamma hacia la derecha indicara el aumento en la radiactividad, como la
lutitas, es la roca más común casi siempre se podrá trazar una línea de base de lutitas
26
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
que sirva de referencia, como si se tratara de una curva de potencial espontáneo a partir
de esta línea se podrá identificar, las capas de menor y mayor radiactividad.
2.2 REGISTRO DE DENSIDAD
2.2.1 PRINCIPIO DE MEDICIÓN
Una fuente radiactiva que se aplica a la pared del pozo en un cartucho deslizable, emite a
la formación rayos gamma de mediana energía. Con cada choque los rayos gamma
pierden algo de su energía aunque no todas la ceden al electrón y continúan con la
energía disminuida, esta clase de interacción se conoce como efecto de Compton.
El número de colisiones en el efecto de Compton está directamente relacionado con el
número de electrones de la formación. En consecuencia, la respuesta de la herramienta
de densidad está determinada esencialmente por la densidad de los electrones de la
formación. La densidad de los electrones está relacionada con el volumen de densidad
real ρb, que a su vez depende de la densidad del material de la matriz de la porosidad de
la formación y la densidad de los fluidos que llenan los poros.
2.2.2 VALORES DE LOS REGISTRO DE DENSIDAD
Este registro es uno de los más efectivos y útiles en la industria de Registros Geofísicos
de Pozos, se utiliza para determinar la porosidad para la evaluación de las formaciones y
para la gravedad. Proporciona un valor muy exacto de la porosidad efectiva en arenas
arcillosas.
27
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
A continuación se presentan una tabla de densidades con las rocas más comunes,
(Tablas 2.1 y 2.2).
Minerales
Densidad real ρb
Cuarzo
Calcita
2.654
2.710
Dolomita
2.870
Anhidrita
2.960
Silvita
1.984
Halita
2.165
Yeso
2.320
Carbón
1.400
Antracita
1.800
Feldespato
2.55 - 2.80
Antracita
1.30 – 1.70
Carbón Bituminoso
1.14 – 1.40
Magnesita
3.0 – 3.12
Kaolinita
2.63
Tabla 2.1.- Densidad de los minerales más comunes (gr/cm ).
3
(Gómez & Ramírez, 2004).
Fluidos
Densidad real ρb
Agua dulce
Agua salada
1.000
1.146
Agua de mar
1.026
Aceite
0.850
Aceite (50° API)
0.760
Aceite (30° API)
0.876
Metano
Ρmeta
Gas Natural
0.00078
Gas Natural a 210
Kg/cm2
y 32°C
0.146
Tabla 2.2.- Densidad de los fluidos más comunes (gr/cm3).
(Gómez & Ramírez, 2004)
28
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
2.2.3 POROSIDAD A PARTIR DEL REGISTRO DE DENSIDAD
Para una formación limpia con una matriz de densidad conocida como (ρmat) de una
porosidad (Φ) que contenga un líquido de densidad promedio (ρf) la densidad total de la
formación (ρb), será: Φ
𝜌b = Φ𝑥𝜌𝑓 + (1 − Φ)𝜌𝑚𝑎𝑡
Ecuación 2.1
Para fluidos usuales en poros (excepto gas e hidrocarburos ligeros) y para minerales
comunes de la matriz del yacimiento, la diferencia entre la densidad aparente (ρ a) que lee
el registro de densidad total (ρb), es tan pequeña que no se toma en cuenta de la
ecuación anterior, extraemos a (Φ) quedando:
Φ=
𝜌𝑚𝑎𝑡 − 𝜌𝑏
𝜌𝑚𝑎𝑡 − 𝜌𝑓
Ecuación 2.2
2.2.4 EFECTO DE ARCILLAS.
La arcilla en las formaciones puede afectar la interpretación. Aunque las propiedades de
las arcillas varían con la formación y la ubicación, las densidades típicas para capas y
laminaciones arcillosas son del orden de 2.2 a 2.65 gr/cm3. Las densidades de las arcillas
tienden a ser menores a pocas profundidades donde las fuerzas de compactación no son
tan grandes. Las arcillas o lutitas diseminadas en los espacios porosos pueden tener una
densidad menor que las capas de las arcillas.
La densidad total de la arcilla aumenta con la compactación y en áreas donde los
sedimentos son relativamente jóvenes y aumentan también con la profundidad.
29
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
2.2.5 EFECTO DE HIDROCARBUROS.
Si existen hidrocarburos residuales en la región investigada por la herramienta, su
presencia puede afectar las lecturas del registro. El efecto de aceites puede ser no
notable debido al promedio de densidad del fluido (ρf) y probablemente todavía será
cercano a la unidad. Si hay una considerable saturación de gas residual, su efecto será
disminuir el (ρa).
2.3 REGISTRO DE NEUTRÓN
2.3.1 PRINCIPIO DE MEDICIÓN
Los neutrones son partículas eléctricamente neutras; cada uno tiene una masa casi
idéntica a la masa de un átomo de hidrogeno. Una fuente radiactiva en la sonda emite
constantemente neutrones de alta energía (rápidos). Estos neutrones chocan con los
núcleos de los materiales de la formación en lo que podría considerarse coma una
colisión elástica. Con cada colisión, el neutrón pierde algo de su energía.
Debido a las colisiones sucesivas, en unos cuantos microsegundos los neutrones habrán
disminuido su velocidad, correspondiente a energías cercanas a 0.025 eV. Entonces se
difunden aleatoriamente, sin perder más energía, hasta que son capturados por los
núcleos de átomos como cloro, hidrogeno o silicio.
El núcleo que captura se excita intrínsecamente y emite un rayo gamma de captura de
alta energía. Dependiendo del tipo de herramienta de neutrones, un detector de la sonda
que capta estos rayos gamma.
30
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
2.3.2 INTERPRETACIÓN DEL REGISTRO DE NEUTRÓN
La respuesta del registro de neutrón tiene una doble influencia. La primera y la mayor es
la reducción de hidrogeno, y la segunda es la excavación debido a la reducción de
densidad.
2.3.3 RESPUESTA DE NEUTRÓN EN HIDROCARBUROS.
Los hidrocarburos líquidos tienen índices de hidrogeno cercanos al del agua. Sin
embargo, el gas generalmente tiene una concentración de hidrogeno considerablemente
más baja que varía con la temperatura y a la presión. Por lo tanto, cuando el gas está
presente a una distancia suficiente al pozo para estar dentro de la zona de medición de la
herramienta el registro de neutrones lee una porosidad muy baja.
Esta característica permite que se utilice el registro de neutrones con otros registros de
porosidad para detectar zonas de gas e identificar, contactos gas-liquido. Una
combinación de registros de neutrones y densidad proporcionan una lectura de porosidad
más exacta y un valor de saturación mínima.
2.3.4 ARCILLAS, AGUA LIGADA EN NEUTRÓN.
Las herramientas de neutrones distingue todo el hidrogeno en la formación aun cuando
alguno no esté asociado con el agua que satura la porosidad de la formación. Por
ejemplo: el agua ligada asociada con las arcillas que por lo general tiene un índice de
hidrogeno apreciable; en las formaciones con arcillas la porosidad aparente derivada de la
31
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
respuesta de la herramienta de neutrones será mayor que la porosidad efectiva real a la
roca del yacimiento.
2.3.5 DETERMINACIÓN DE POROSIDAD A PARTIR DE REGISTRO DE NEUTRONES
Pueden derivarse los valores de porosidad aparente de cualquier registro de neutrones,
aunque están sujetos a varias hipótesis y correcciones. Sin embargo, algunos efectos
como litología, contenido de arcillas, cantidad y tipo de hidrocarburo pueden reconocerse
y corregirse solo si se dispone de información adicional sobre porosidad proveniente de
registros como sónico o densidad. Cualquier interpretación proveniente solamente de un
registro de neutrones debe tomarse teniendo en cuenta que implica ciertas inexactitudes.
El registro de neutrones se utiliza en combinación con otros registros de porosidad para la
interpretación de la litología y de las arenas arcillosas.
2.4 REGISTRO SÓNICO DE POROSIDAD
2.4.1 FUNDAMENTOS DEL REGISTRO SÓNICO DE POROSIDAD
El registro mide el menor tiempo que requiere una onda compresional para recorrer
verticalmente un pie de longitud a través de la roca adyacente a la pared del pozo. La
unidad de medida es el tiempo de tránsito (Δt).
Las ondas que son de interés son las de compresionales y transversales. Por definición
una onda compresional es aquella en que las partículas vibran en la misma dirección que
la propagación, en este caso paralelas al eje del pozo. Una onda transversal es aquella en
32
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
que las partículas vibran perpendicularmente al eje del pozo. Las ondas compresionales
viajan aproximadamente 1.7 veces más rápido que las transversales.
El registro sónico de porosidad no mide directamente la porosidad, esta se obtiene a partir
de la relación empírica desarrollada por Wyllie.
ΦD =
∆𝑡𝑙𝑜𝑔 − ∆𝑡𝑚𝑎𝑡
∆𝑡𝑓 − ∆𝑡𝑚𝑎𝑡
Ecuación 2.3
Donde:
Δtlog es el tiempo de viaje en la formación tomada del registro
Δtmat tiempo de viaje de la matriz
Δtf tiempo de viaje del fluido
Para determinar el tiempo de transito de una formación, se aplica un pulso (de corriente o
voltaje) al transmisor, que genera un pulso oscilatorio de 25 KHz en el lodo. En este
momento se crean seis trayectorias de onda hacia arriba y hacia abajo del pozo: dos
ondas refractadas hacia la formación (compresional y transversal) dos ondas directas (a lo
largo de la sonda y del lodo) y dos ondas superficiales a lo largo de las paredes del pozo
(pseudo Rayleigh y Stoneley).
33
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
El tiempo de transito varia con el tipo de roca, como se muestra en la siguiente tabla,
(Tabla 2.3).
Mineral
Tiempo de Transito (microsegundos/pie)
Arenisca
Caliza
55.5
47.5
Dolomita
43.5
Anhidrita
50
Sal (Halita)
67.0
Ademe (fierro)
57.0
Tabla 2.3.- Tiempos de transito usados para las rocas más comunes.
(Gómez & Ramírez, 2004).
En formaciones que no están sujetas a una suficiente presión, la relación de Wyllie no
obtiene resultados optimistas, sobretodo en formaciones no consolidadas. Un yacimiento
con rocas no compactadas presenta tiempos de transito mayores y de cálculos de
porosidades mayores que lo reales. Si el tiempo de tránsito en las lutitas es mayor de
100 seg/pie, se dice que la formación no es compactada.
2.4.2 ARENISCAS COMPACTADAS Y CONSOLIDADAS EN SÓNICO.
Después de numerosas determinaciones de laboratorio, Wyllie y Gardner (1956)
propusieron, que para formaciones limpias y consolidadas con pequeños poros
distribuidos de manera uniforme, una relación lineal promediada en tiempo o de
promediado pesado entre las porosidades y de tiempo de transito está dada por:
∆𝑡𝑙𝑜𝑔 = Φ𝑡𝑓 + (1 − 𝜑)∆𝑡𝑚𝑎𝑡
Ecuación 2.4
34
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Dónde:
Δtlog = es la lectura del registro en (μs/pie)
Δt mat = es el tiempo de transito de la matriz
Por lo general las areniscas consolidadas y compactadas tienen porosidades de (15 a
25%). En dichas formaciones, la respuesta del registro sónico parece ser relativamente
independiente del contenido exacto de los poros: agua, aceite, gas e incluso arcillas
diseminadas.
Sin embargo, en algunas areniscas de mayor porosidad (30% o más) que tienen muy
poca saturación de agua tienen una invasión muy poco profunda, los valores de (Δt)
pueden ser algo mayores que aquellos en las mismas formaciones cuando están
saturados de agua.
2.4.3 CARBONATOS EN EL REGISTRO SÓNICO.
En carbonatos que tengan porosidad intergranular, todavía se aplica la fórmula de tiempo
promedio, pero algunas veces la estructura y la distribución del tamaño de los poros son
bastantes diferentes a los de las areniscas. Con frecuencia hay cierta porosidad
secundaria que consiste de vesículas, fracturas con dimensiones mucho mayores que
aquellos en las mismas formaciones cuando están saturados de agua.
En formaciones con vesículas, la velocidad del registro sónico parece depender de gran
parte de la porosidad primaria intergranular y la porosidad derivada de la lectura sónica
por medio de la fórmula de tiempo promedio (Φsv), tendera a ser muy baja por una
35
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
cantidad a la porosidad secundaria. Por lo tanto si se conoce la porosidad total (Φt) de
una formación que presenta porosidad primaria y secundaria (Φ2), se puede estimar la
cantidad de porosidad secundaria:
Φ2 = Φ1 − Φ𝑠𝑣
Ecuación 2.5
2.4.4 ARENAS NO COMPACTADAS EN EL REGISTRO SONICO
La aplicación directa de la ecuación de tiempo promedio proporciona valores de porosidad
que son muy altos en arenas no consolidadas e insuficientemente compactadas. Cuando
las formaciones no están suficientemente compactadas, los valores (t) observadas son
mayores a los que corresponden a la porosidad de acuerdo con la formula promedio, pero
la relación (Φ) en función de (t) todavía es aproximadamente lineal.
El valor de (Cp) se da aproximado al dividir entre 100 la velocidad sónica en las capas
cercanas de arcillas. Sin embargo, el factor de corrección de compactación se determina
mejor al comparar (Φsv).
2.5 REGISTRO DE RESISTIVIDAD
2.5.1 FUNDAMENTOS DEL REGISTRO DE RESISTIVIDAD
Este un registro inducido. La resistividad es la capacidad que tienen las rocas de
oponerse al paso de corriente eléctrica inducida y es el inverso de la conductividad, se
considera como la resistencia de un material conductivo de 1 metro de longitud con área
transversal de 1 metro cuadrado. La unidad de la resistividad es el Ohm-metro (Ω-m).
36
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Archie realizo experimentos donde en una tina media la resistividad de diferentes
materiales y con diferentes fluidos y determino que la resistividad depende de la sal
disuelta en los fluidos presentes en los poros de las rocas. Proporciona evidencias del
contenido de fluidos en las rocas. Si los poros de una formación contienen agua salada
presentará alta conductividad y por lo tanto la resistividad será baja, pero si están llenos
de petróleo o gas presentará baja conductividad y por lo tanto la resistividad será alta. Las
rocas compactas poco porosas como las calizas masivas poseen resistividades altas.
2.5.2 TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD
Existen dos tipos principales de perfiles resistivos: el Perfil Lateral (Laterolog) y el Perfil de
Inducción (Induction Log). El perfil lateral se utiliza en lodos conductivos (lodo salado) y el
perfil de inducción se utiliza en lodos resistivos (lodo fresco o base aceite).
Dentro de los Perfiles de Inducción tenemos:

SFL = Spherical Induction Log. Para profundidades someras (0.5 – 1.5’). Mide la
resistividad de la zona lavada (Rxo).

MIL = LIM = Medium Induction Log. Para distancias medias (1.5 – 3.0’)

DIL = ILD = Deep Induction Log. Para profundidades de más de 3.0’. Miden la
resistividad de la formación (Rt).
Dentro de los Perfiles Laterales tenemos:

MSFL= Microspheric Laterolog. Para las proximidades (1.0 y 6.0’’). Lee la
resistividad de la zona lavada (Rxo).
37
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES

MLL = LLM = Micro Laterolog. Para las proximidades (1.0 y 6.0’’)

SLL = LLS = Someric Laterolog. Para profundidades someras (0.5 y 1.5’)

DLL = LLD = Deep Laterolog. Para profundidades de más de 3.0’. Miden
resistividad de la formación (Rt).Se lee de izquierda a derecha, en escala
logarítmica. La unidad de medida es el ohm-m, con un rango de valores que va
desde 0.2 hasta 2000 ohm-m.
Los registros de resistividad, también se utilizan para estimar contactos agua-petróleo,
para calcular la resistividad del agua de formación (Rw) y resistividad verdadera de la
formación (Rt).
Figura 2.2.- Tipos de Resistividades dependiendo de la zona y profundidad
(Valencia, 2007)
38
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
2.6 PRESENTACIÓN DE LOS REGISTROS USADOS EN ESTE TRABAJO
Una de las presentaciones más comunes de los registros es poner los Rayos Gamma
naturales (RG) normalmente en conjunto con una curva de Neutrones y el Caliper. La
curva de Rayos Gamma se localiza en la pista 1 del registro y va en unidades API dese 0
a 150. Las pistas de la derecha se pueden registrar curvas de Neutrones (NPHI),
Resistividad, Sónico (DT) y Densidad (RHOB).
Generalmente en las pista 2 o 3 se puede presentar con la curva de densidad total con
una escala lineal de gramos sobre centímetros cúbicos.
También en la pista 2 o 3 se pude presentar el registro de Neutrón (NPHI). Cuando una
herramienta de CNL se corre en la combinación con otra herramienta de porosidad, todas
las curvas pueden registrarse en la misma escala de porosidad. Esta superposición
permite una interpretación visual cualitativa de la porosidad y la litología en presencia de
gas. La escala del registro de neutrón va desde 45% a -15% sus unidades están en %.
El registro Sónico o tiempo de tránsito (Dt) por lo general se registra en una escala lineal
en las pistas 2 y 3 del registro y va de 140 a 40 μs/pie. El tiempo de viaje integrado se da
por una serie de puntos que por lo general se registran en el extremo izquierdo de la pista
2 o 3. Cada pequeño pico indica un aumento de milisegundos del tiempo total de viaje;
cada 10 milisegundos, se registra un pico grande. El tiempo de viaje entre dos
profundidades se obtiene simplemente contando los picos. El tiempo de viaje integrado es
útil para propósitos sísmicos, (Figura 2.2).
39
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Figura 2.3.- Registros de pozo convencional.
40
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
CAPITULO
3
MÉTODOS
PARA
LA
INTERPRETACIÓN
DE
ELECTROFACIES.
Para evaluar la información de registros, existe una solución al problema de representar
múltiples registros, esto es dibujar o generar imágenes que representen todas las
variables recopiladas. Estas representaciones pueden o son generadas desde diferentes
métodos como pueden ser:

Graficas de Telaraña

Graficas de Escalera

Caras de Chernoff

Método de Clasificación de Electrofacies

Algoritmo K de vecindad cercana (KNN) Software Power Log®
Estas representaciones graficas pueden darnos similitudes con alguna litología o entre
ellas mismas para determinar zonas de interés. Una buena representación de las
electrofacies es de gran utilidad para el intérprete que podrá definir qué zonas son de
interés y cuales deben de ser descartadas.
A continuación se explicaran como funcionan algunos métodos más comunes para la
interpretación de electrofacies.
41
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
3.1 GRAFICAS DE TELARAÑA Y GRAFICAS DE ESCALERA
Serra y Abbott (1982) propusieron por primera vez el término de electrofacies y dijeron
que es posible el describir cualquier electrofacie en términos de los rangos y valores de un
grupo de registros. La forma numérica de esta descripción tiene la capacidad para
proporcionar una herramienta más exacta para la clasificación de zonas sub-superficiales
que las descripciones más vagas, estos valores numéricos se le asocian a las litofacies.
Pero los valores numéricos fueron de gran problema para algunas personas al decir que
era muy difícil o pesado visualizar tal cantidad de valores numéricos. Por lo tanto Serra y
Abbott se dieron la tarea de representar los valores de una forma más agradable en dos
tipos de gráficos que fueron las graficas de telaraña, (Figura 3.1) y las graficas de
escalera, (Figura 3.2); para expresar las variables de un solo punto o electrofacies en
términos de 5 diferentes registros (RG, Rt, NPHI, RHOB, DT).
Inmediatamente estos gráficos pueden ser comparados con una base de datos para la
determinación de las diferentes litologías dependiendo de los valores graficados y una
base de datos anteriormente realizada.
Es importante que los datos de los registros sean normalizados ya que los valores de los
registros no pueden ser comparados entre ellos por la diferencia de escala que manejan.
42
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
CALIZA
NPHINOR
GRNOR
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
RHOBNOR
DTNOR
LLDNOR
Figura 3.1.- Ejemplo de una Grafica de Telaraña propuesta por Serra y Abbott. Grafica de telaraña de la Caliza con 6
diferentes registros.
Figura 3.2.- Ejemplo de una Grafica de Escalera propuesta por Serra y Abbott. Grafica de Escalera de la Caliza con 6
diferentes registros.
43
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
3.2 CARAS DE CHERNOFF
Un problema común con el diseño de las graficas es que mientras para el intérprete es
fácil de entender el contenido y el significado de los múltiples registros que son utilizados,
para otros le es difícil la interprestadística. En la Universidad de Stanford, se propuso
utilizar dibujos de caras para representar las diferencias y la comprensión de las graficas.
Fue entonces cuando Herman Chernoff profesor de variables de diferentes temas
(Chernoff, 1973). El argumentaba que las personas son especialmente atraídas por las
variaciones de las expresiones faciales. Después de realizar numerosos experimentos
con diferentes valores con expresiones faciales de diferentes dibujos de caras obtuvo
resultados que fueron comprendidos fácilmente por gente que no dominaba el tema.
Doveton y Cable (1980) incluyeron las caras de Chernoff como una opción para la
interpretación de los registros por medio de un programa computacional. Ellos
propusieron diferentes variables para los diferentes rasgos de las caras, estas variables
son la Porosidad, la Saturación de Agua, Volumen de Arcilla y la Permeabilidad. Las
siguientes reglas son usadas para la construcción de estas caras, (Figura 3.3):
I.
El área de los ojos da la porosidad, la cual tiene un máximo teórico de 42% del
máximo del ojo.
II.
El sector oscuro de los ojos o pupila como se le puede ver es la saturación de
hidrocarburo (SO). La parte blanca del ojo se considera como la saturación de agua
(SW).
III.
El tamaño proporcional de la nariz representa el contenido de arcilla. Se utiliza la
misma escala proporcional a la de los ojos.
44
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
IV.
La curvatura de la boca está en función de la permeabilidad. Una boca neutra nos
representa una permeabilidad de 5md. Una boca alegre nos representa una buena
permeabilidad, mientras que una triste nos da una permeabilidad negativa o mala. En
nuestro caso, no calculamos la permeabilidad, por lo que la cara tendrá una boca
neutra.
Para la obtención de las Caras de Chernoff, en particular tamaño de ojos y nariz, se baso
en dibujar un cuadrado con un numero de pixeles (ejemplo 100x100 pixeles) y dentro del
cual va el circulo ocupando la mayor circunferencia posible. Un círculo con esas
características (100x100 pixeles) significa que es una matriz del 100% en el caso del
contenido de arcilla, y para la porosidad seria del 42%, que es el máximo teórico, (Tabla
3.1).
100X100= 100%
80X80=80%
65X65=65
50X50=50%
30X30=30%
OJOS
Y
NARIZ
Tabla 3.1.- Tamaño de ojos y nariz para la realización de las Caras de Chernoff, en Pixeles.
45
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Figura 3.3.- Ejemplo de una cara de Chernoff. Para este ejempló el tamaño de los ojos nos está indicando una porosidad de
42%, una Sw y de So del 50%, el tamaño de la nariz nos indica un volumen de arcilla muy bajo. En este ejemplo la boca
nos indica una permeabilidad neutra y en nuestras aplicaciones indica que es una permeabilidad que no se calculo.
3.3 MÉTODO DE CLASIFICACIÓN DE ELECTROFACIES
Las facies han sido identificadas manualmente con la ayuda de técnicas graficas como
crossplot, núcleos de los registros, y más reciente con modelos matemáticos que se han
introducido y han sido para automatizar la identificación de las facies, estos métodos
incluyen los basados en estadísticas multivariables y de regresión.
En este trabajo se realizara la identificación de las facies litológicas y posicionales a partir
de los registros de pozo utilizando un enfoque basado en la agrupación de un programa
informático donde se utilizan métodos de clasificación de electrofacies.
El método de clasificación de electrofacies proporciona una forma flexible para generalizar
una regresión lineal, esta no requiere de una relación de variables. Generalmente el
Método de clasificación de electrofacies está organizado en múltiples variables del
programa.
46
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
En este trabajo se realizaron el método de clasificación, con el Software Visual Basic, que
es un lenguaje de programación donde a través de una serie de comandos se le da la
instrucción de dar un resultado dependiendo de los parámetros que se tiene en el registro
con las curvas de Rayos Gamma (GR), Neutrón (NPHI), Sónico (DT), Resistividad (LLD),
Densidad (RHOB) y así obtener las electrofacies.
En el siguiente diagrama de flujo, se tiene como se desarrollo el método de clasificación
de electrofacies, (Diagrama 1).
47
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Diagrama 1.- Diagrama de flujo del método de clasificación de electrofacies.
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MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
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3.3 ALGORITMO K DE VECINDAD CERCANA (KNN) USANDO EL
SOFTWARE POWER LOG®
Power Log® es un software para la interpretación de Registros Geofísicos de Pozo,
multiusuario que proporcionan un buen entorno de trabajo para la interpretación y análisis
de pozos.
En el Software Power Log® existe método semiautomático para la clasificación de facies.
Con el modulo de clasificación de facies se pueden generar columnas de electrofacies,
fundamentados en valores de los registros y que son indicativos de diversas electrofacies,
(Figura 3.5). Se toman puntos de los registros o de los “crossplots” de uno o más pozos
para poder crear los modelos.
A cada muestra en la zona de interés se le asigna una clasificación basada en facies
cercanas a los valores en el registro (semillas), estos valores son los usados en el
modelos de predicción estos son los valores más cercanos algoritmo K (KNN).
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REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Figura 3.5.- Ejemplo de clasificación de facies. Software Power Log®.
1.
Barra de herramientas de identificación de facies (extremo izq.)
2.
La línea roja es el indicador de que selecciona un punto de raíz.
3.
Las curvas de bloque se generan cuando se da clic en los puntos de raíz, cuando la curva de bloque coincide con
la curva del registro es un buen indicador de que se han escogido los suficientes puntos para representar las litologías de la
zona
4.
Litologías resultado de la selección del punto de raíz y las curvas de bloque, estas se pueden crear o modificar a
través de Herramientas>Opciones.
La construcción de un modelo de facies es un proceso iterativo,
se seleccionan los
puntos de raíz, se ve el registro resultante y se ajustan los puntos según sea necesario.
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MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Pasos para la construcción del modelo:
1.
Para realizar el cálculo de electrofacies en el Programa Power Log® cuenta con
una opción para la deducción de las mismas. En la pestaña de Interpretación se
encuentra la opción Clasificación de Facies, (Figura 3.6).
Figura 3.6.- Ventana de clasificación de facies, software Power Log®.
2.
La ventana de Clasificación de Facies se seleccionaran los participantes, los
cuales son Crossplot y los Curvas, para iniciar con el picado de semillas y determinar la
de litología correspondiente, (Figuras 3.7 y 3.8).
51
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Figura 3.7.- Ventana principal de la selección de facies.
Figura 3.8.- Selección de participantes.
3.3.1 CLASIFICACIÓN DE FACIES: SELECCIÓN DE SEMILLAS
Se pueden seleccionar las semillas para la clasificación de facies de las curvas de los
registros y crossplot, (Figura 3.9).
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MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Hay dos maneras de seleccionar las semillas, estas son:

Semillas a profundidad. Estas pueden tomadas de los registros y de las crossplot.
Cuando se inserta una semilla a profundidad el valor en cada indicador de la curva a esa
profundidad es asignado a la semilla. En el registro se puede observar la profundidad
escogida. En las crossplot se escoge un punto con datos y la profundidad donde la curva
es utilizada, si esta combinación de valores produce valores semejantes en profundidades
múltiples
entonces la primer profundidad encontrada es utilizada. En la semilla a
profundidad no pueden ser editados lo valores de la curva.

Semillas flotantes: Las semillas flotantes pueden ser seleccionadas solo de las
crossplot. Cuando se selecciona una semilla flotante solo los valores de la curva en las
coordenadas x,y son asignadas a las semillas Debido a que no hay ninguna referencia de
la profundidad los valores indicados para las curvas no se representan en las crossplot,
no puede obtenerse ni asignarse a una semilla. En este caso si se pueden editar los
valores de una semilla flotante.
Figura.3.9.- Semilla en una crossplot de neutrón-densidad. Los cuadros rojos indican las semillas a profundidad y los
círculos verdes son las semillas flotantes, se puede observar que no hay datos en el círculo verde que se encuentra a la
izquierda.
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MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
3.3.2 CLASIFICACIÓN DE FACIES CONTROL DE LAS CURVAS DE BLOQUE
A medida que se seleccionan las semillas, las curvas de bloque son calculadas para cada
indicador y se muestra en el registro.
A diferentes profundidades de la curva de bloque se le asigna los valores más reales a
los de la curva original de ese lugar la cual se le denomina semilla. Un buen cuadrado en
la curva de bloque y sobre la curva del registro indica que se han escogido e implantado
las suficientes semillas para representar la litología del pozo, (Figura 3.10).
Cuando el bloque de curva y la curva original divergen, es posible que se deban insertar
más semillas. Las curvas de bloque son generadas mientras se construye el modelo y no
se guardan en la base de datos, si no que son temporales. Sin embargo se pueden
generar y guardar curvas de bloque en la base de datos cuando se ejecute el cálculo y se
generaran las facies. Basta con suministrar los nombres de las curvas del bloque que se
desea conservar.
Figura 3.10.- Registro Sónico donde se pueden apreciar las curvas de bloque.
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MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Figura
3.11.- CrossPlots y Registro con el picado de semillas y selección de litología.
Una vez realizado los pasos anteriormente mencionados en la siguiente imagen se
pueden observar el picado de semillas en las Crossplot y en el Registro, con la litología
generada. En la ventana de Clasificación de Facies se generara una línea de datos por
cada semilla insertada, donde se le asignara una litología basándose en los datos
obtenidos, (Figura 3.11).
3.3.3 ALGORITMO K DE VENCIDAD CERCANA
KNN es el método de clasificación de objeto basado en la clasificación de sus vecinos
más cercanos en un espacio n-dimensional. En la clasificación de facies, n es igual al
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MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
número de curvas indicadoras utilizadas, y cada semilla es un vector en el espacio
multidimensional. Las semillas son vectores etiquetados, es decir que se conoce su clase.
Factor K
K indica el número de semillas en la vecindad a considerar, cuando clasificamos la
muestra a profundidad.

Si K se establece en 1, a la muestra a profundidad se le asigna el mismo tipo de
facies, igual que a la semilla cercana.

Si K se establece en un número mayor que 1, a la muestra a profundidad se le
asigna una clase de facies más común entre los vecinos más cercanos K.
Generalmente los grandes valores de K reducen el efecto de los límites de ruido borroso
entre las clases. El siguiente ejemplo, (Figura 3.12) ilustra el impacto que puede tener K;
los cuadros son semillas clasificados como arcilla, los triángulos son semillas clasificados
como arenas. Los círculos son una muestra a profundidad sin clasificar.

Si K=1 la muestra a profundidad se clasifica como arena

Si K=3 la muestra a profundidad se clasifica como arena

Si K=5 la muestra a profundidad se clasifica como arcilla
Figura 3.12.- Ejemplo de vecindad de semillas.
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MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
3.3.4 VARIANZA
Para comparar las distancias en el espacio de n-dimensiones, los valores de las curvas
deben ser normalizadas por lo que pueden ser trazados a la misma escala. Esto se hace
mediante la especificación de una variación para cada curva. La varianza representa la
diferencia entre los valores máximos y mínimos de la curva. También hay que indicar si es
una curva trazada en escala logarítmica, si se convierte en lineal y luego normalizada.
La varianza se ajusta automáticamente a una semilla flotante en una crossplot que
contiene una curva donde la varianza no se ha fijado, se calcula restando el valor mínimo
del eje máximo.
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MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
CAPITULO 4 APLICACIONES Y RESULTADOS
El desarrollo de las eletrofacies es una herramienta de gran importancia en el proceso de
investigación e interpretación de registros, ya que con esto podemos obtener la litología
presente de una manera fácil; una vez realizada la interpretación en un registro, se
pueden seguir utilizando los mismos parámetros del registro anterior para los pozos
adyacentes.
El objetivo de este capítulo es aplicar y demostrar la utilidad de las electrofacies con cinco
métodos en dos registros geofísicos de pozos convencionales; la interpretación de las
electrofacies en el pozo 1 y 2, se realizo utilizando los métodos descritos anteriormente en
el capítulo 3:

Graficas de Telaraña

Graficas de Escaleras

Método de Clasificación de Electrofacies

Caras de Chernoff

Algoritmo K de vecindad cercana (KNN) Software Power Log®
Todos los métodos fueron realizados individualmente y comparados entre ellos para
comprobar la interpretación y resultados.
Para realizar la interpretación de las electrofacies de un registro geofísico de pozos se
seleccionaron las curvas necesarias para la interpretación, en este caso GR, ILD, DT,
NPHI, RHOB, se realizo el cálculo de los minerales del registro y graficas crossplot por
medio del programa Power Log®, (Figura 4.1).
58
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Figura 4.1.- Registro de Pozo con los minerales calculados.
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MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
4.1
APLICACIÓN
4.1.1 GRAFICAS TELARAÑA Y ESCALERA
A continuación se presentan las Graficas de Telaraña y de Escalera, (Figura 4.2 a 4.19);
realizadas con las litologías al 100%, (Tabla 4.1) con las curvas de LLD, DT, GR, RHOB,
NPHI. Se observa el comportamiento que tienen la Dolomía, Arcilla, Caliza, Arenas y la
combinación entre ellas. Estos datos fueron normalizados para la realización de las
mismas, (Tabla 4.2).
Mineral
GR
DT
LLD
RHOB
NPHI
Caliza
Arenisca
5
10
47
56
500
100
2.71
2.65
0.01
-0.01
Dolomía
10
44
500
2.87
0.02
Arcilla
100
100
2
2.3
0.35
Tabla 4.1.- Datos al 100%.
Mineral
GRNOR
DTNOR
LLDNOR
RHOBNOR
NPHINOR
Caliza
Arenisca
0.05
0.1
0.3357
0.4
1
0.2
0.93448
0.91379
0.022222
-0.022222
Dolomía
0.1
0.3143
1
0.98966
0.044444
Arcilla
1
0.7143
0.0053
0.7931
0.777778
Tabla 4.2.- Datos normalizados.
60
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES

GRAFICAS TELARAÑAS
ARCILLA
DOLOMIA
GRNOR
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
NPHINOR
RHOBNOR
DTNOR
GRNOR
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
NPHINOR
RHOBNOR
LLDNOR
DTNOR
LLDNOR
Figura 4.2.- Electrofacie de Dolomía representada
Figura 4.3.- Electrofacie de Arcilla representada
en una Grafica de Telaraña.
en una Grafica de Telaraña.
CALIZA
NPHINOR
RHOBNOR
GRNOR
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
ARENISCA
DTNOR
NPHINOR
LLDNOR
RHOBNOR
GRNOR
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
DTNOR
LLDNOR
Figura 4.4.- Electrofacie de Arenisca representada
Figura 4.5.- Electrofacie de Caliza representada
en una grafica de Telaraña.
en una grafica de Telaraña.
61
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
DOL + ARE
GRNOR
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
NPHINOR
RHOBNOR
DOL + ARC
DTNOR
NPHINOR
LLDNOR
RHOBNOR
CAL + ARC
RHOBNOR
LLDNOR
representada en una Grafica de Telaraña.
representada en una Grafica de Telaraña.
NPHINOR
DTNOR
Figura 4.7.- Electrofacie de Dolomía con Arcilla
Figura 4.6.- Electrofacie de Dolomía con Arenisca
GRNOR
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
GRNOR
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
CAL + DOL
DTNOR
NPHINOR
LLDNOR
RHOBNOR
GRNOR
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
DTNOR
LLDNOR
Figura 4.8.- Electrofacie de Caliza con Arcilla
Figura 4.9.- Electrofacie de Caliza con Dolomía
representada en una Grafica de Telaraña.
representada en una Grafica de Telaraña.
62
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
ARE + ARC
NPHINOR
GRNOR
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
RHOBNOR
DTNOR
LLDNOR
Figura 4.10.- Electrofacie de Arenisca con Arcilla
representada en una Grafica de Telaraña.
63
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES

GRAFICAS ESCALERAS
Figura 4.11.- Electrofacie de Dolomía
Figura 4.12.- Electrofacie de Arcilla representada en
representada en una Grafica de Escalera.
una Grafica de Escalera.
64
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Figura 4.13.- Electrofacie de Caliza representada en una
Figura 4.14.- Electrofacie de Arenisca representada en
Grafica de Escalera.
una Grafica de Escalera.
65
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Figura 4.15.- Electrofacie de Dolomía con Arcilla
Figura 4.16.- Electrofacie de Dolomía con Arenisca
representada en una Grafica de Escalera.
representada en una Grafica de Escalera.
66
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Figura 4.17.- Electrofacie de Caliza con Arcilla
Figura 4.18.- Electrofacie de Caliza con Dolomía
representada en una Grafica de Escalera.
representada en una Grafica de Escalera.
67
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Figura 4.19.- Electrofacie de Arenisca con Arcilla
representada en una Grafica de Escalera.
4.1.2 CARAS DE CHERNOFF
Las Caras de Chernoff se realizaron en las zonas marcadas, tomando en cuenta sus
propiedades petrofísicas las cuales ya fueron definidas en la sección 3.1 del capítulo 3.
Estas se realizaron haciendo un promedio en todos los valores de las zonas y dependen
de la interpretación teniendo los valores máximos y mínimos para realizar una
comparativa.
68
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Figura 4.20.- Cara de Chernoff representando una zona de mala calidad (Izquierda). Y representando una zona de interés
(Derecha).

El área de los ojos da la porosidad.

El sector oscuro de los ojos o pupila como se le puede ver es la saturación de hidrocarburo (S O). La parte blanca
del ojo se considera como la saturación de agua (SW).

El tamaño proporcional de la nariz representa el contenido de arcilla.

La curvatura de la boca está en función de la permeabilidad. Una boca alegre nos representa una buena
permeabilidad, mientras que una triste nos da una permeabilidad negativa o mala. Una boca neutra nos
representa una permeabilidad de 5md y para nuestra aplicación indica que no se calculo la permeabilidad.
4.2
INTERPRETACIÓN DE ELECTROFACIES POZO 1
4.2.1 DESCRIPCIÓN DE LAS ZONAS
Una vez realizado lo anterior se tomaron datos de dos pozos para generar las
electrofacies. Se realizaron 6 zonificaciones aleatorias con las siguientes profundidades,
(Tablas 4.3 a 4.8), los datos se normalizaron para la realización de las graficas, se
describirán las zonas de acuerdo a la mineralogía obtenida de Registro con el Software
PowerLog®, y posteriormente se presentan los resultados con la aplicación de los
métodos mencionados anteriormente.
69
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Pozo 1.- Tiene una profundidad de 2000m a 2990m. y su matriz principal es de
Dolomías, con algunas zonas de interés.
Zona 1. Profundidad de 2020.5-2022.5 m, (Tabla 4.3). Con matriz de Dolomía y

alto contenido de Arcilla.
PROFUNDIDAD
CGR
DT
LLD
RHOB
NPHI
2020.5
2020.625
0.370783
0.382324
0.645525
0.61744357
0.7199209
0.7687663
0.72393103
0.72896552
0.72688889
0.62511111
2020.75
0.38901
0.60448571
0.83071506
0.80744828
0.56288889
2020.875
0.378606
0.60967357
0.9388268
0.84924138
0.50866667
2021
0.365533
0.61506143
0.99998769
0.8862069
0.41888889
2021.125
0.342338
0.59376929
0.88249383
0.90117241
0.37333333
2021.25
0.315889
0.55794143
0.68914724
0.90565517
0.34644444
2021.375
0.294473
0.53161929
0.51786786
0.90886207
0.31377778
2021.5
0.283834
0.51464286
0.3956595
0.90917241
0.26911111
2021.625
0.271779
0.49854071
0.32661111
0.90196552
0.24044444
2021.75
0.253889
0.47760643
0.47399267
0.86324138
0.27666667
2021.875
0.238804
0.45827
0.65902515
0.81575862
0.34511111
2022
0.239887
0.460175
0.78489594
0.765
0.47555556
2022.125
0.262702
0.48169643
0.82226168
0.749
0.64377778
2022.25
0.278806
0.51306357
0.83282185
0.70717241
0.73955556
Tabla 4.3.- Zona 1.
Zona 2. Profundidad de 2232.375-2234 m, (Tabla 4.4). Tiene como matriz la Caliza

con cantidades moderadas de Dolomía y otros minerales con pequeñas proporciones de
Arcilla.
PROFUNDIDAD
CGR
DT
LLD
RHOB
NPHI
2232.375
2232.5
0.032568
0.03402
0.40655929
0.41146357
0.56086859
0.70772901
0.90458621
0.90931034
0.25
0.25177778
2232.625
0.033917
0.40716286
0.81096369
0.91310345
0.24688889
2232.75
0.032454
0.39638571
0.86333708
0.91558621
0.23533333
2232.875
0.032485
0.38818786
0.91250327
0.91741379
0.22577778
2233
0.041713
0.38581571
0.93880763
0.91489655
0.22977778
2233.125
0.049525
0.38644
0.9647675
0.91227586
0.23755556
70
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
2233.25
0.051647
0.389085
0.98850371
0.90927586
0.25822222
2233.375
0.049599
0.39271786
1.0000614
0.90551724
0.28733333
2233.5
0.047725
0.39455857
0.97270763
0.89993103
0.31111111
2233.625
0.046463
0.39423071
0.80753282
0.88837931
0.31688889
2233.75
0.045195
0.39370357
0.66290992
0.87893103
0.31888889
2233.875
0.043908
0.39574
0.59689182
0.87841379
0.30711111
2234
0.043093
0.39899857
0.57378255
0.88258621
0.28866667
Tabla 4.4.- Zona 2.

Zona 3. Profundidad 2413-2415.5 m, (Tabla 4.5). Se caracteriza por tener Dolomía
como matriz principal con escasas cantidades de otros minerales.
PROFUNDIAD
CGR
DT
LLD
RHOB
NPHI
2413
2413.125
0.214846
0.232621
0.373675
0.369665
0.9773305
0.8773995
0.94406897
0.94358621
0.11222222
0.11977778
2413.25
0.247353
0.366835
0.768265
0.94272414
0.12644444
2413.375
0.253016
0.36836929
0.6741295
0.943
0.13
2413.5
0.249089
0.37269357
0.598292
0.94441379
0.13022222
2413.625
0.244124
0.37489929
0.532475
0.94586207
0.13
2413.75
0.233344
0.37338143
0.523264
0.94741379
0.12733333
2413.875
0.221652
0.37052
0.5221995
0.94934483
0.12444444
2414
0.206388
0.36960143
0.553224
0.95275862
0.12111111
2414.125
0.189403
0.37033429
0.6054385
0.9567931
0.11711111
2414.25
0.174894
0.37266929
0.656168
0.95934483
0.11244444
2414.375
0.168139
0.37669429
0.7022485
0.95751724
0.10555556
2414.5
0.163222
0.38030071
0.728681
0.95582759
0.10066667
2414.625
0.165333
0.38014
0.679623
0.95462069
0.10488889
2414.75
0.171772
0.378355
0.603645
0.95351724
0.11155556
2414.875
0.183774
0.37966857
0.542699
0.95203448
0.11511111
2415
0.206616
0.383835
0.5117
0.94986207
0.11266667
2415.125
0.227195
0.387875
0.4869445
0.94913793
0.11155556
2415.25
0.237844
0.38962714
0.48967
0.95482759
0.11844444
2415.375
0.244256
0.38981857
0.491211
0.96093103
0.12555556
0.4660375
0.96296552
0.12888889
2415.5
0.242163
0.38850643
Tabla 4.5.- Zona 3.
71
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES

Zona 4. Profundidad 2650-2652.375 m, (Tabla 4.6). Tiene como matriz principal la
Dolomía con escasas cantidades de Arcilla y algunos otros minerales.
PROFUNDIDAD
CGR
DT
LLD
RHOB
NPHI
2650
2650.125
0.254656
0.247889
0.47523857
0.48561643
0.60840222
0.75429356
0.89331034
0.88806897
0.364
0.34466667
2650.25
0.213373
0.48725214
0.82215644
0.89506897
0.35244444
2650.375
0.179268
0.48432357
0.87499289
0.90310345
0.36488889
2650.5
0.169103
0.48274571
0.93491844
0.90458621
0.37444444
2650.625
0.189627
0.48211071
0.99367622
0.89782759
0.37933333
2650.75
0.205434
0.48085429
0.99817733
0.89262069
0.38155556
2650.875
0.19499
0.47829
0.70188889
0.89555172
0.36933333
2651
0.186666
0.47598286
0.42437778
0.89837931
0.35888889
2651.625
0.226252
0.47434429
0.39862511
0.89868966
0.38288889
2651.75
0.224976
0.47412786
0.40341844
0.8982069
0.37155556
2651.875
0.221648
0.47682071
0.38541933
0.89741379
0.35288889
2652
0.216248
0.47433429
0.39001133
0.899
0.33311111
2652.125
0.205532
0.46659
0.453046
0.90637931
0.31133333
2652.25
0.209044
0.45921429
0.48092356
0.91134483
0.30488889
2652.375
0.266719
0.45834786
0.37486289
0.90665517
0.35666667
Tabla 4.6.- Zona 4.

Zona 5. Profundidad 2776.875-2779 m, (Tabla 4.7). Es una zona de matriz con
Arcillas.
PROFUNDIDAD
CGR
DT
LLD
RHOB
NPHI
2776.875
2777
0.73607857
0.77500571
0.42919857
0.41738429
0.01092853
0.0097088
0.89989286
0.8925
0.76288889
0.79622222
2777.125
0.76677286
0.40658571
0.0086696
0.89082143
0.738
2777.25
0.75814643
0.40428571
0.00780453
0.88985714
0.68177778
2777.375
0.74226929
0.41675643
0.00930853
0.89735714
0.64688889
2777.5
0.72879857
0.43441714
0.01064187
0.90392857
0.618
2777.625
0.73406
0.42887071
0.01069653
0.90146429
0.63644444
2777.75
0.75220786
0.40933429
0.0098176
0.89257143
0.68688889
2777.875
0.76647929
0.41163929
0.0089304
0.88432143
0.72422222
2778
0.76373929
0.44312929
0.00800747
0.87885714
0.70355556
2778.125
0.75930286
0.47992786
0.00728267
0.87375
0.67755556
72
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
2778.25
0.741215
0.48694429
0.00814187
0.8725
0.60933333
2778.375
0.71847643
0.47693929
0.0097056
0.87375
0.52733333
2778.5
0.70449571
0.484255
0.01135307
0.88078571
0.47822222
2778.625
0.71175857
0.50739714
0.0131936
0.90135714
0.51
2778.75
0.71943571
0.53110429
0.01472693
0.91964286
0.54488889
2778.875
0.73086286
0.54265786
0.01343387
0.91978571
0.60711111
2779
0.74205143
0.546445
0.01158213
0.91528571
0.66777778
Tabla 4.7.- Zona 5.

Zona 6. Profundidad 2971-2974 m, (Tabla 4.8). Es una zona con matriz de Arcillas.
PROFUNDIDAD
CGR
DT
LLD
RHOB
NPHI
2971
2971.125
0.85462214
0.83688429
0.64071571
0.61542786
0.00745547
0.00747547
0.86592857
0.86767857
0.76511111
0.75066667
2971.25
0.80320286
0.592655
0.0080336
0.88435714
0.68622222
2971.375
0.77475071
0.58100429
0.0086208
0.90125
0.62622222
2971.5
0.78877643
0.58982071
0.00943173
0.91717857
0.60177778
2971.625
0.815525
0.61059143
0.0102448
0.93125
0.59044444
2971.75
0.83268286
0.62514714
0.01054267
0.93464286
0.588
2971.875
0.83132071
0.63286857
0.00984373
0.91771429
0.60288889
2972
0.83064786
0.63478857
0.0091744
0.90246429
0.61755556
2972.125
0.83706571
0.62604571
0.00879973
0.90021429
0.62688889
2972.25
0.84389571
0.6132
0.00848933
0.89982143
0.63711111
2972.375
0.84585857
0.61921071
0.00834213
0.8975
0.65866667
2972.5
0.84198286
0.64095357
0.00839147
0.89285714
0.69333333
2972.625
0.83826214
0.66192857
0.00843333
0.8885
0.72511111
2972.75
0.83703286
0.67326286
0.00836667
0.88760714
0.71733333
2972.875
0.83569429
0.67834286
0.00829147
0.88667857
0.71022222
2973
0.83355214
0.68699714
0.0081504
0.88535714
0.71044444
2973.125
0.83113857
0.69378071
0.0079592
0.88382143
0.71555556
2973.25
0.83066571
0.69643857
0.007768
0.88289286
0.71844444
2973.375
0.83959
0.69967643
0.0075768
0.88446429
0.71088889
2973.5
0.84778857
0.70432643
0.0074
0.88596429
0.70488889
2973.625
0.849965
0.70039786
0.0073448
0.88642857
0.71177778
2973.75
0.84999929
0.69066286
0.00733707
0.8865
0.72466667
2973.875
0.85442357
0.69037714
0.0072696
0.88692857
0.73622222
2974
0.87023429
0.69244
0.00704667
0.88839286
0.74444444
Tabla 4.8.- Zona 6.
73
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
4.2.2 INTERPRETACIÓN DE ELECTROFACIES DEL POZO 1

Zona 1
CGR
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
NPHI
DT
RHOB
LLD
Figura 4.21.- Grafica de Telaraña, representando la Electrofacie de Caliza con un gran contenido de Arcilla.
Figura 4.22.- Grafica de Escalera representando la Electrofacie de Caliza con un gran contenido de Arcilla.
74
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Cara de Chernoff
Figura 4.23.- Cara de Chernoff representando la Electrofacie de Caliza con un gran contenido de Arcilla.
Tamaño de ojos: Porosidad del 5%
Pupila: Saturación de Aceite del 0%, Saturación de Agua (Sw) aprox. 100%
Tamaño de la Nariz: Volumen de arcilla aprox. 5%
Boca: Permeabilidad neutra
En esta grafica, (Figura 4.21, 4.22, 4.23); se observa la representación de la Caliza y se
localiza un aumento en el registro de neutrón muy notable, esto se debe a la alta cantidad
de arcilla presente en la zona.
75
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES

Zona 2
CGR
1
0.8
0.6
0.4
NPHI
DT
0.2
0
RHOB
LLD
Figura 4.24.- Grafica de Telaraña, representando la Electrofacie Caliza y otros minerales.
Figura 4.25.- Grafica de Escalera, representando la Electrofacie Caliza y otros minerales.
76
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Cara de Chernoff
Figura 4.26.- Cara de Chernoff, representando la Electrofacie Caliza y otros minerales.
Tamaño de ojos: Porosidad del 30%
Pupila: Saturación de Aceite del 70%, Saturación de Agua (Sw) aprox. 20%
Tamaño de la Nariz: Volumen de arcilla aprox. 15%
Boca: Permeabilidad neutra
En esta zona predomina la caliza con algunos otros minerales, con la Cara de Chernoff se
puede ver que es una zona con buenas propiedades, que establecerían que esta zona es
propicia a ser de interés, (Figuras 4.24, 4.25, 4.26).
77
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES

Zona 3
CGR
1
0.8
0.6
0.4
NPHI
DT
0.2
0
RHOB
LLD
|
Figura 4.27.- Grafica de Telaraña, representando la Electrofacie Dolomía y otros minerales.
Figura 4.28.- Grafica de Escalera, representando la Electrofacie Dolomía y otros minerales.
78
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Cara de Chernoff
Figura 4.29.- Cara de Chernoff, representando la Electrofacie Dolomía y otros minerales.
Tamaño de ojos: Porosidad del 10%
Pupila: Saturación de Aceite del 60%, Saturación de Agua (Sw) aprox. 40%
Tamaño de la Nariz: Volumen de arcilla aprox. 15%
Boca: Permeabilidad de neutra
Se observa en ambas graficas que existe una tendencia hacia las Dolomías y que cuenta
con un pequeño sobre salto en GR, esto no se puede atribuir solo a la presencia de
arcillas, puede ser por la presencia de algunos otros minerales, por no presentar valores
muy altos en los valores de NPHI, (Figuras 4.27, 4.28, 4.29).
79
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES

Zona 4
CGR
1
0.8
0.6
0.4
NPHI
DT
0.2
0
RHOB
LLD
Figura 4.30.- Grafica de Telaraña, representando la Electrofacie de Dolomía con Arcilla.
Figura 4.31.- Grafica de Telaraña, representando la Electrofacie de Dolomía con Arcilla.
80
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Cara de Chernoff
Figura 4.32.- Grafica de Telaraña, representando la Electrofacie de Dolomía con Arcilla.
Tamaño de ojos: Porosidad del 25%
Pupila: Saturación de Aceite del 90%, Saturación de Agua (Sw) aprox. 10%
Tamaño de la Nariz: Volumen de arcilla aprox. 15%
Boca: Permeabilidad neutra
El mineral predominante en esta zona es la Dolomía con bajas a medias cantidades de
arcilla, (Figura 4.30, 4.31, 4.32).
81
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES

Zona 5
CGR
1
0.8
0.6
0.4
NPHI
DT
0.2
0
RHOB
LLD
Figura 4.33.- Grafica de Telaraña, representando la Electrofacie de Arcilla.
Figura 4.34.- Grafica de Escalera, representando la Electrofacie de Arcilla.
82
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Cara de Chernoff
Figura 4.35.- Grafica de Escalera, representando la Electrofacie de Arcilla, zona 5.
Tamaño de ojos: Porosidad del 10%
Pupila: Saturación de Aceite del 0%, Saturación de Agua (Sw) aprox. 100%
Tamaño de la Nariz: Volumen de arcilla aprox. 80%
Boca: Permeabilidad neutra
Esta zona se distingue claramente por el contenido de arcillas se puede observar la gran
similitud y tendencia tanto en gráficos de telaraña como en los de escalera. Su NPHI y DT
se ven ligeramente variados a los de una arcilla al 100% y esto se debe a que cuenta con
otros minerales que provocan una disminución en las mismas, (Figura 4.33, 4.34, 4.35).
83
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES

Zona 6
CGR
1
0.8
0.6
0.4
NPHI
DT
0.2
0
RHOB
LLD
Figura 4.36.- Grafica de Escalera, representando la Electrofacie de Arcilla.
Figura 4.37.- Grafica de Escalera, representando la Electrofacie de Arcilla.
84
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Cara de Chernoff
Figura 4.38.- Grafica de Escalera, representando la Electrofacie de Arcilla.
Tamaño de ojos: Porosidad del 10%
Pupila: Saturación de Aceite del 10%, Saturación de Agua (Sw) aprox. 90%
Tamaño de la Nariz: Volumen de arcilla aprox. 80%
Boca: Permeabilidad neutra
Esta zona es predominada por la arcilla y se observa la similitud de las mismas con la
grafica de arcilla al 100% el fenómeno en NPHI y DT se sigue observando esto se debe a
la presencia de otros minerales sin embargo, se observa que el efecto es menor en esta
zona que en la anterior y es porque esta arcilla es probablemente más pura y tiene mayor
cantidad que en la zona anterior, (Figura 4.36, 4.37, 4.38).
85
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
4.2.3 MÉTODO DE CLASIFICACIÓN DE ELECTROFACIES (REDES BÁSICAS)
La realización del Método de Clasificación de Electrofacies. El código ejecutado es solo
para este pozo en específico, ya que los valores para cada curva requirieron de
corrección, para que la respuesta no fuera de mucha variación. Este código puede
funcionar para pozos colindantes o cercanos pero no para otras zonas ya que los valores
de corrección pueden variar dependiendo de su geología.
Figura 4.39.- Codificación de electrofacies en el Software Visual Basic.
Al graficar el Pozo 1 en Excel con los resultados que se obtuvieron el Software Visual
Basic tenemos como resultado la siguiente grafica; donde se ve claramente la electrofacie
predominante que en este caso es la Dolomía, (Figura 4.40).
m
86
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
m
m
Figura 4.40.- Grafica de Excel, realizada con el Software Visual Basic.
Este archivo generado se puede pasar a formato .LAS para ser interpretados en
programas, como por ejemplo el software Power Log®.
87
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
4.2.4 ALGORITMO K DE VECINDAD CERCANA (KNN) SOFTWARE POWER LOG®
En este proceso se realizaron los pasos descritos en el capítulo 3, para el cálculo de las
electrofacies, desde la selección de los participantes hasta el plantado de semillas para su
cálculo, en la siguiente figura el proceso ya realizado y el resultado final, (Figura 4.41).
Figura 4.41.- Electrofacie con el algoritmo de vecindad cercana, Software PowerLog®.
88
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
4.2.5 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO CON TODOS LOS MÉTODOS APLICADOS
Figura 4.42.- Aplicación de los Métodos
89
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
4.2.6 APLICACIÓN DE LOS MÉTODOS
POZO 1
ZONA 1
Figura 4.43.- Imagen con la aplicación de los métodos, se observa que coinciden en que la matriz predominante en la zona
es de Calizas y algunas trazas de Acillas.
ZONA 2
Figura 4.44.- Con la aplicación de los métodos, se observa que coinciden en que la matriz predominante en la zona es de
Calizas con pequeñas cantidades de Dolomías.
90
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
ZONA 3
Figura 4.45.- Con la aplicación de los métodos, se observa que coinciden en que la matriz predominante en la zona es de
Dolomías.
ZONA 4
Figura 4.46.- Con la aplicación de los métodos, se observa que coinciden en que la matriz predominante en la zona es de
Dolomías con algunas trazas de Arcillas.
91
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
ZONA 5
Figura 4.47.- Con la aplicación de los métodos, se observa que coinciden en que la matriz predominante en la zona es de
Arcilla.
ZONA 6
Figura 4.48.- Con la aplicación de la metodología, se observa que coinciden en que la matriz predominante en la zona es de
Arcillas.
92
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
4.3 INTERPRETACIÓN DE ELECTROFACIES POZO 2
4.3.1 DESCRIPCIÓN DE LAS ZONAS
Pozo 2.- cuenta con una profundidad de 10692ft a 10979ft, en este caso el pozo
tiene una matriz de arenas, con zona de gas, y también zona de interés.

Zona 1. Profundidad de 10694.0000-10700.5000 ft, (Tabla 4.9). Es una zona con
una matriz predominante de Arcillas.
PROFUNDIDAD
GR
DT
ILLD
RHOB
NPHI
10694.0000
10694.5000
0.86186071
0.84014786
0.61282143
0.60526857
0.00517333
0.00517333
0.85285714
0.85821429
0.93
0.95
10695.0000
0.82290429
0.59927143
0.005248
0.86142857
0.96
10695.5000
0.806035
0.59340357
0.00548267
0.86
0.974
10696.0000
0.79978357
0.59122929
0.00548267
0.85464286
0.984
10696.5000
0.79634929
0.59003429
0.00552
0.845
0.984
10697.0000
0.81595143
0.59685286
0.00552
0.84642857
0.984
10697.5000
0.83250571
0.60261071
0.00555733
0.85214286
0.982
10698.0000
0.84856929
0.60819786
0.005552
0.85714286
0.966
10698.5000
0.85007286
0.60872071
0.00527733
0.86071429
0.954
10699.0000
0.86458429
0.61376857
0.0052
0.85607143
0.954
10699.5000
0.87261
0.61656
0.0052
0.84928571
0.948
10700.0000
0.88378571
0.62044714
0.00534933
0.84535714
0.942
10700.5000
0.89402643
0.62400929
0.005464
0.84607143
0.95
Tabla 4.9.- Datos de la zona 1.

Zona 2. Profundidad de 10722.0000-10730.5000 ft, (Tabla 4.10). Es una zona con
una matriz predominante de Arenas con Arcillas.
PROFUNDIDAD
GR
DT
ILD
RHOB
NPHI
10722.0000
10722.5000
0.472006
0.452253
0.61785143
0.61933357
0.18
0.18
0.75827586
0.75931034
0.26222222
0.26666667
10723.0000
0.440052
0.61953286
0.18
0.76103448
0.28222222
10723.5000
0.412687
0.62267357
0.18
0.76137931
0.28666667
10724.0000
0.410255
0.62217143
0.18
0.75965517
0.28888889
10724.5000
0.42561
0.62067
0.18
0.75517241
0.28666667
10725.0000
0.428196
0.62061929
0.18
0.75482759
0.28
93
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
10725.5000
0.402908
0.62529857
0.18
0.75724138
0.26888889
10726.0000
0.405531
0.63041786
0.18
0.75793103
0.26888889
10726.5000
0.40315
0.63023429
0.18
0.76103448
0.26888889
10727.0000
0.408359
0.62530286
0.18
0.76103448
0.25555556
10727.5000
0.433977
0.62205357
0.18
0.76103448
0.25555556
10728.0000
0.459484
0.61579357
0.18
0.75827586
0.25555556
10728.5000
0.459521
0.61392286
0.18
0.75655172
0.25777778
10729.0000
0.451909
0.61468643
0.18
0.75689655
0.26888889
10729.5000
0.439163
0.61940357
0.18
0.76068966
0.27777778
10730.0000
0.439097
0.62187357
0.18
0.76068966
0.28888889
10730.5000
0.431707
0.62360429
0.18
0.76241379
0.28888889
Tabla 4.10.- Datos de la zona 2.

Zona 3. Profundidad de 10797.0000-10801.0000 ft, (Tabla 4.11). Es una zona con
matriz de Dolomías Arcillosas
PROFUNDIDAD
GR
DT
ILD
RHOB
NPHI
10797.0000
10797.5000
0.443893
0.61865
0.464503 0.61949429
0.5
0.5
0.77965517 0.42666667
0.77241379 0.40888889
10798.0000
0.459794 0.62499786
0.5
0.76965517 0.41555556
10798.5000
0.457479 0.63513929
0.5
0.76896552 0.42222222
10799.0000
0.417031 0.63877929
0.5
0.76793103 0.44666667
10799.5000
0.414669 0.63575786
0.5
0.76172414 0.46888889
10800.0000
0.437786 0.63199571
0.5
0.76172414
0.48
10800.5000
0.460833 0.62669357
0.5
0.76517241
0.48
10801.0000
0.499166 0.58805571
0.5
0.76896552 0.48222222
Tabla 4.11 Datos de la zona 3.

Zona 4. Profundidad de 10820.0000-10826.0000 ft, (Tabla 4.12). Zona de Arenas
con Arcillas.
PROFUNDIAD
GR
DT
ILD
10820.0000
10820.5000
0.445432
0.425553
0.48712214
0.489015
0.018388
0.016602
0.86448276 0.12222222
0.86172414 0.14222222
10821.0000
0.395457
0.49455143
0.016118
0.86068966 0.15111111
10821.5000
0.377729
0.49816429
0.01554
0.86241379 0.15555556
10822.0000
0.372663
0.49382714
0.015196
0.86310345 0.16888889
10822.5000
0.362537
0.49271786
0.01519
0.86103448 0.16888889
94
RHOB
NPHI
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
10823.0000
0.357548
0.48753071
0.015532
0.86413793 0.15777778
10823.5000
0.400957
0.47814286
0.016938
0.86448276 0.14888889
10824.0000
0.419088
0.46726429
0.01988
0.86758621 0.13555556
10824.5000
0.439712
0.45259214
0.021394
0.86793103 0.11777778
10825.0000
0.462744
0.42803714
0.024022
0.87068966 0.09555556
10825.5000
0.437525
0.43780857
0.026986
0.87689655
10826.0000
0.41217
0.44958643
0.02903
0.88137931 0.05333333
10826.5000
0.386231
0.47783429
0.030108
0.87896552 0.04444444
0.08
Tabla 4.12.- Datos de la zona 4.

Zona 5. Profundidad de 10950.000-10956.5000 ft, (Tabla 4.12). zona de Arenas
con Arcillas.
PROFUNDIDA
GR
DT
ILD
RHOB
NPHI
10950.0000
D
10950.5000
0.46185
0.45931
6
0.46453
0.550905
0.5581642
0.00668
0.00616
4
0.00569
8
0.00560
0.8282758
0.8262069
6
0.8262069
0.3066666
0.3066666
7
0.3066666
7
0.3066666
0.00536
8
0.00525
0.8182758
2
0.8175862
7
0.3066666
7
0.3088888
0.00477
2
0.8106896
0.811
6
0.3488888
6
0.3555555
10951.0000
10951.5000
10952.0000
10952.5000
10953.0000
10953.5000
10954.0000
10954.5000
10955.0000
10955.5000
10956.0000
10956.5000
0.46987
1
0.46773
2
0.47565
1
0.52404
0.53934
8
0.53691
9
0.50402
5
0.48889
8
0.46359
7
0.45861
0.5587185
9
0.5593528
7
0.5619107
6
0.5698535
1
0.5529171
7
0.5354978
4
0.5380542
6
0.5725121
9
0.5752542
4
0.57696
9
0.5787578
8
0.0051
2
0.00488
0.00460
4
0.00447
2
0.00434
2
0.00421
5
2
0.44600
0.5863714 0.00412
3 4.12.- Datos6de la zona 5. 6
Tabla
3
3
95
4
0.8189655
6
0.8165517
1
0.8113793
6
0.8134482
0.8127586
8
0.8131034
2
0.8144827
5
6
7
0.3155555
9
0.3355555
0.369
6
0.3666666
0.3755555
0.387
6
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES

Zona 6. Profundidad de 10974.0000-10979.0000 ft, (Tabla 4.13). Es una zona
completamente de Arcillas.
PROFUNDIDA
GR
DT
ILD
RHOB
NPHI
10974.0000
D
10974.5000
0.8156078
0.8131785
6
0.8157885
7
0.8247414
0.5967335
0.5958885
7
0.5967957
7
0.59991
0.0056533
0.0055706
3
0.0055706
7
0.0055706
0.8220689
0.8217241
7
0.8217241
4
0.8182758
0.8777777
0.8777777
8
0.8844444
8
0.8866666
10977.0000
3
0.8968292
0.6196692
4
0.6249842
10977.5000
0.9250714
9
0.9078664
7
0.005448
7
0.0053306
6
0.8262069
4
0.8289655
8
0.8777777
3
0.8822222
10975.0000
10975.5000
10976.0000
10976.5000
10978.0000
10978.5000
10979.0000
7
0.8483364
3
0.88155
3
0.8835928
3
0.8825357
1
0.6081171
9
0.6348071
9
0.6288228
4
0.62038
6
0.6200121
7
0.0055706
7
0.0055706
0.0052906
7
0.0052533
7
0.0052533
6 Tabla 4.13.- Datos de la zona 6. 3
1
4
96
3
4
0.8182758
6
0.8217241
0.8327586
2
0.8389655
2
0.84
2
4
0.8777777
7
0.8733333
8
0.8822222
2
0.8933333
2
0.9022222
3
2
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
4.3.2 INTERPRETACIÓN DE ELECTROFACIES POZO 2

Zona 1
GR
1
0.8
0.6
0.4
NPHI
DT
0.2
0
RHOB
ILLD
Figura 4.49.- Grafica de telaraña se observa una electrofacie de Arcillas.
Figura 4.50.- Grafica de Escalera, se observa una electrofacie en zonas de Arcillas.
97
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Figura 4.51.- Cara de Chernoff se observa una electrofacie en zona de Arcillas.
Tamaño de ojos: Porosidad del 10%
Pupila: Saturación de Aceite del 0%, Saturación de Agua (Sw) aprox. 100%
Tamaño de la Nariz: Volumen de arcilla aprox. 90%
Boca: Permeabilidad neutra
En esta zona que se observan que se presentan una gran cantidad de arcillas y es
fácilmente interpretable en las graficas de Chernoff, las graficas de escaleras y telaraña
presentadas en las imágenes anteriores (Figuras 4.49, 4.50, 4.51).
98
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES

Zona 2
GR
1
0.8
0.6
0.4
NPHI
DT
0.2
0
RHOB
ILD
Figura 4.52.- Grafica de Telaraña en una zona de Arenas con Arcillas.
Figura 4.53.- Grafica de Escalera en una zona de Arenas con Arcillas.
99
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Figura 4.54.- Cara de Chernoff se observa una electrofacie en zona de Arenas y Arcillas.
Tamaño de ojos: Porosidad del 25%
Pupila: Saturación de Aceite del 90%, Saturación de Agua (Sw) aprox. 10%
Tamaño de la Nariz: Volumen de arcilla aprox. 20%
Boca: Permeabilidad neutra
En esta zona (Figuras 4.52, 4.53, 4.54) se caracteriza por tener un contenido de arenas y
una pequeña parte de arcillas, en esta zona se encuentra una zona de gas que afecta
algunos registros como son el registro eléctrico haciendo parecer que su medición es
incorrecta. Esta zona es de gran interés al tener casi un 90% de hidrocarburo.
100
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES

Zona 3
GR
1
0.8
0.6
0.4
NPHI
DT
0.2
0
RHOB
ILD
Figura 4.55.- Grafica de Telaraña en una zona de electrofacie de Dolomías con Arcillas.
Figura 4.56.- Grafica de Escalera con una electrofacie de Dolomías con Arcillas.
101
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Figura 4.57.- Cara de Chernoff se observa una electrofacie en zona de Dolomía y Arcillas.
Tamaño de ojos: Porosidad del 25%
Pupila: Saturación de Aceite del 90%, Saturación de Agua (Sw) aprox. 10%
Tamaño de la Nariz: Volumen de arcilla aprox. 40%
Boca: Permeabilidad neutra
Esta zona es de gran interés por su gran contenido de hidrocarburos y aunque su
electrofacie es de dolomías también cuenta con una gran cantidad de arcillas. (Figuras
4.55, 4.56, 4.57).
102
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES

Zona 4
GR
1
0.8
0.6
0.4
NPHI
DT
0.2
0
RHOB
ILD
Figura 4.58.- Grafica de Telaraña representando una zona Arenas y Arcillas.
Figura 4.59.- Grafica de Escalera representando una zona Arenas y Arcillas.
103
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Figura 4.60.- Cara de Chernoff se observa una electrofacie en zona de Arenas y Arcillas.
Tamaño de ojos: Porosidad del 10%
Pupila: Saturación de Aceite del 0%, Saturación de Agua (Sw) aprox. 100%
Tamaño de la Nariz: Volumen de arcilla aprox. 15%
Boca: Permeabilidad neutra
Zona con gran cantidad de arenas y nula cantidad de hidrocarburos no es zona de interés
y su electrofacie es muy marcada en cuanto arenas. Tiene buena porosidad, pero sin
hidrocarburo, (Figuras 4.58, 4.59, 5.60).
104
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES

Zona 5
GR
1
0.8
0.6
0.4
NPHI
DT
0.2
0
RHOB
ILD
Figura 4.61.- Grafica de Telaraña en una electrofacie de Arenas con Arcillas.
Figura 4.62.- Grafica de Escalera en una electrofacie de Arenas con Arcillas.
105
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Figura 4.63.- Cara de Chernoff se observa una electrofacie en zona de Arenas y Arcillas.
Tamaño de ojos: Porosidad del 18%
Pupila: Saturación de Aceite del 0%, Saturación de Agua (Sw) aprox. 100%
Tamaño de la Nariz: Volumen de arcilla aprox. 20%
Boca: Permeabilidad neutra
Zona similar a la anterior con altos contenidos de arenas y en este caso pequeñas
cantidades de arcillas pero al no ser una zona de interés por su nula presencia de
hidrocarburos solo se realiza la interpretación de su electrofacie y sus propiedades por las
graficas y cara de Chernoff, (Figuras 4.61, 4.62, 4.63).
106
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES

Zona 6
GR
1
0.8
0.6
0.4
NPHI
DT
0.2
0
RHOB
ILD
Figura 4.64.- Grafica de Telaraña con una electrofacie de Arcillas.
Figura 4.65.- Grafica de Escalera con una electrofacie de Arcillas.
107
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Figura 4.66.- Cara de Chernoff se observa una electrofacie de Arcillas.
Tamaño de ojos: Porosidad del 5%
Pupila: Saturación de Aceite del 0%, Saturación de Agua (Sw) aprox. 100%
Tamaño de la Nariz: Volumen de arcilla aprox. 95%
Boca: Permeabilidad neutra
Zona con contenido de arcilla casi del 100%. Su contenido de hidrocarburo es nulo por lo
que este es un claro ejemplo de una zona de nulo interés sus propiedades son claramente
marcadas en la cara de Chernoff y su litología en las graficas de telaraña y escaleras,
(Figuras 4.64, 4.65, 4.66).
108
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
4.3.3 MÉTODO DE CLASIFICACIÓN DE ELECTROFACIES (REDES BÁSICAS)
Figura 4.67.- Imagen del código para la realización del método de clasificación de electrofacies.
Al graficar el pozo 2 en Excel con la ayuda del Software Visual Basic se obtuvo como
resultado la siguiente grafica donde se observa la electrofacie predominante, en este
caso Arenas.
109
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
Figura 4.68.- Grafica de Excel donde se muestran las electrofacies del pozo, en este caso la matriz predominante es de
Areniscas.
110
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
3.3.4 ALGORITMO K DE VECINDAD CERCANA (KNN) SOFTWARE POWER LOG®
Figura 4.69.-Electrofacie con el algoritmo de vecindad cercana, Software Power Log®.
111
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
4.3.5 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO CON TODOS LOS MÉTODOS APLICADOS
Figura 4.70.- Aplicación de los métodos
112
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
4.3.6 APLICACIÓN DE LOS MÉTODOS
POZO 2
ZONA 1
Figura 4.71.- Con la aplicación de los métodos, se observa que coinciden en que la matriz predominante en la zona es de
Arcillas.
ZONA 2
Figura 4.72.-Con la aplicación de los métodos, se observa que coinciden en que la matriz predominante en la zona es de
Arenas con Arcillas.
113
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
ZONA 3
Figura 4.73.- Con la aplicación de los métodos, se observa que coinciden en que la matriz predominante en la zona es de
areniscas con Arcillas
ZONA 4
Figura 4.74.- Con la aplicación de los métodos, se observa que coinciden en que la matriz predominante en la zona es de
Arenas con Arcillas.
114
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
ZONA 5
Figura 4.75.- Con la aplicación de los métodos, se observa que coinciden en que la matriz predominante en la zona es de
Arenas con Arcillas.
ZONA 6
Figura 4.76.- Con la aplicación de los métodos, se observa que coinciden en que la matriz predominante en la zona es de
Arcillas.
115
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
CAPITULO 5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Se desarrollaron con éxito las electrofacies en el trabajo presente por los métodos
especificados en la misma.

Los métodos analizados en este trabajo en función de electrofacies facilitan la
interpretación de las litologías en una zona con características similares y próximas al
pozo interpretado.

Se desarrollo el trabajo con la finalidad de pasar la información geofísica que nos
proporcionan los registros a información geológica para que sea fácilmente interpretado
tanto por familiarizada con los registros como los que no lo están.

Se trabajaron diversos métodos para la interpretación de las electrofacies, unos
más confiables que otros. Estos se trabajaron de manera conjunta demostrando que
dieron resultados y correlaciones precisas.

En la presente tesis se programó para litologías predominantes y se realizaron
graficas de telaraña y escaleras para una y dos litologías sin embargo las bases de las
electrofacies se pudieron realizar tan compleja como fueran necesarias ya que se
pudieron buscar en las electrofacies litologías predominantes o combinadas dependiendo
de la necesidad del intérprete.

Para realizar las electrofacies se usaron 5 diferentes registros (Rayos Gamma,
Resistivos, Neutrón, Densidad y Sónico), sin embargo se pueden usar mas registros
(PEF, SP, etc.) estos pueden variar en cantidad dependiendo de los registros que se
tenga información, se recomienda utilizar un mínimo de 5 registros que pueden ser los
registros convencionales.
116
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES

Se recomienda realizar una interpretación de pozos adyacentes a los interpretados
en este trabajo para comprobar la efectividad de las electrofacies determinadas, ya que la
finalidad de esta tesis fue mostrar los diferentes métodos que existen para la
interpretación de electrofacies por lo cual no se interpretaron pozos próximos a los
realizados en este trabajo.

Para el método de redes básicas se recomienda tener una base de información
para cada zona ya que los datos tomados de una región no son las mismas que para
otras por sus características litológicas que estas presentan.

Si se tienen datos de núcleo se recomiendan usar tantos como sea posible, para
crear la base de las electrofacies.
117
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
GLOSARIO

Análisis tafonomico estudio de los procesos que ocurren después de la muerte de
los organismos y determinan la preservación de sus restos como fósiles/ reconstrucción
de los hechos pasados a través de los pocos elementos que quedaron fosilizados.

ANN: Artificial Neural Network o Redes Neurales Artificiales.

Biofacies: Es una conjunto de condiciones biológicas; del ambiente de un deposito
sedimentario, reuniendo dentro de estas condiciones aspectos paleontológicos y a las
condiciones bilógicas que existían. Es decir, que determinara condiciones en las que vivía
el fósil al que se refiere, tales como temperatura, humedad, medio de desarrollo (marino,
terrestre, transicional, etc.), profundidad o altura, etc.

Electrofacie: Conjunto de las respuestas de los registros geofísicos que
caracterizan un estrato y permiten que pueda ser diferenciado de los otros que lo rodean.

Estructura Hummucky: Esta estructura sedimentaria, generada por tormentas, no
se ha identificado en plataformas marinas actuales, en cambio es frecuente en numerosas
plataformas antiguas, (Precámbrico al Pleistoceno). Su importancia es tal, que se utiliza
para establecer la batimetría relativa de sedimentos antiguos, de la plataforma interna y
por tanto sirve para discriminar la transición a la plataforma externa. Los depósitos
generados por tormentas suelen tener un potencial de conservación muy bajo.

Facies: Las facies son cuerpos sedimentarios con características homogéneas que
pueden ser definidos y separados de otros por su geometría, litología, estructuras
sedimentarias, fósiles, etc., y se forman bajo ciertos procesos de sedimentación que se
118
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
han mantenido durante un tiempo determinado. La definición de las mismas depende de
aspectos objetivos tales como características observables y elementos medibles en el
afloramiento, sin embargo, debe aceptarse que el criterio subjetivo personal interviene en
la selección de los rasgos para su definición.

Facies radiolarios: Los radiolarios son protozoos planctónicos marinos de
esqueleto opalino, y se desarrollan tanto en aguas someras como profundas (> 4.000 m).

Faunas bentónicas: organismos micro y macroscópicos que tienen su hábitat en el
fondo del mar.

FDR: Diagrama de Relación de Facies

Grafica cruzada: Un gráfico de dos dimensiones con una variable de escala en el
eje vertical (Y) y el otro en el eje horizontal (X) del eje. Las escalas son generalmente
lineal, pero pueden ser otras funciones, tales como logarítmica. Dimensiones adicionales
pueden ser representados mediante color o símbolos en los puntos de datos. Estos
gráficos son herramientas comunes para la interpretación de los datos petrofísicos y de
ingeniería.

KNN: Algoritmo K of Near Neighborhood algoritmo K de Vecindades Cercanas

Leader: Termino en ingles para las graficas de escaleras utilizadas y propuestas
por Serra y Abbott para la interpretación de las Electrofacies.

Litofacies heteroliticas: proceso depositacional implicado en el reconocimiento de
los atributos litológicos que involucran una característica especial.
119
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES

Litofacies: Cuerpo de roca sedimentaria con características específicas. Se puede
definir por su color, estructuras, composición, textura, fósiles y arquitectura sedimentaria.
Normalmente por una combinación entre estos atributos.

Microfacie:
Se
define
como
el
conjunto
de
criterios
paleontológicos
y
sedimentológicos que pueden clasificarse en láminas delgadas, peels y láminas pulidas.
El primer paso para reconocer los Microfacies Standard, como fueron designadas por
Wilson, es la descripción de las microfacies utilizando el sistema de clasificación de
Dunham y Embry-Klovan. Los tipos de microfacies de calizas de distintas edades pueden
combinarse en grupos mayores que reflejan las condiciones deposicionales y ecológicas
de un determinado ambiente sedimentario.

Spiderweb: Graficas de Telaraña
120
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE ELECTROFACIES USANDO
REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS CONVENCIONALES
REFERENCIAS
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121
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OGIA/Lecciones/Lecci%C3%B3n%204%20FACIES%20Y%20ASOCIACIONES%20DE%2
0FACIES.pdf fecha de consulta 2 de noviembre del 2012
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