Desarrollo de La Evaluacion Petrofisica en Mexico y Su Futuro

M E X I C O

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ESPECIALIDAD: INGENIERA GEOLGICA

Jos Bernardo Martell Andrade Ingeniero Gelogo

Mxico, D. F. a 3 de abril de 2008

El desarrollo de la Evaluacin Petrofsica en Mxico y su futuro a travs de la UNAM.

Especialidad: Ingeniera Geolgica

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CONTENIDO

Pgina

Resumen ejecutivo 3 1 Introduccin 4 2 La evaluacin de formaciones 5 3 Propiedades petrofsicas de las rocas 16 4 Evaluacin de las propiedades petrogrficas,

sedimentolgicas y petrofsicas 21

5 Propuesta para la evaluacin petrofsica en la UNAM 30 6 Conclusiones 32 7 Bibliografa 33

ANEXOS 35

I Listado de registros induccin y snico, hoja de clculo para mtodo Rwa y Fr/Fs

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II Grfica de interpretacin de Rwa y Rma en formaciones consolidadas

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III Grfica de interpretacin de Rwa en formaciones no consolidadas

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IV Identificacin de zonas gasferas con los registros Snico-Densidad-Neutrn, pozo Topo 1

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V Interpretacin de porosidad-saturacin de agua de hidrocarburos y movilidad de estos en el pozo Topo No. 1

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VI Tabla de valores de determinaciones de M y N 41

Currculo Vitae 42



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RESUMEN EJECUTIVO Se presenta en forma breve el inicio de la geofsica de pozos en la industria petrolera mexicana, mencionando las actividades del anlisis de registros que realizaban antes del ao de 1965 por los departamentos de Ingeniera Petrolera y de Ingeniera de Yacimientos de Petrleos Mexicanos. Posteriormente se hace mencin del paso del Anlisis de Registros al de Evaluacin de Formaciones efectuado en 1965-1974 por el personal de los departamentos de Geologa del Subsuelo de la Gerencia de Exploracin de PEMEX, enfatizando los diferentes modelos de interpretacin propuestos por el autor de este trabajo en el Distrito Frontera Noreste (DFNE) de PEMEX. Se comentan cuales son las principales propiedades petrofsicas de las rocas almacenadoras y productoras de fluidos, como son la porosidad y permeabilidad, y los mtodos con los cuales pueden ser determinadas dichas propiedades, a travs de mediciones efectuadas en laboratorios o con informacin recuperada por los registros geofsicos de pozos. Sobre el primer medio de evaluacin petrofsica se hace mencin de las caractersticas tcnicas que tienen los laboratorios del Instituto Mexicano del Petrleo y de la Regin Norte en Poza Rica, Ver., y se comenta el tipo de estudios que pueden llevarse a cabo en las instalaciones de la Facultad de Ingeniera de la UNAM. Por lo que se refiere a la evaluacin petrofsica por medio de la informacin de registros geofsicos de pozos se presenta un panorama de las actuales herramientas de adquisicin que se encuentran en el campo y algunos de los modelos de interpretacin que se pueden realizar con ellos. Finalmente se presenta un planteamiento para ofrecer en las aulas de la Facultad de Ingeniera de la UNAM un Diplomado o Especialidad en la Evaluacin Petrofsica, el cual podra realizarse en un perodo de 6 a 8 meses, incluyendo el desarrollo de un pequeo laboratorio de petrografa y petrofsica que sera de gran beneficio al pas y naturalmente a la institucin. Los tcnicos que cubrieran el programa diseado por el grupo de catedrticos de la Facultad de Ingeniera de la UNAM, plasmaran en los educandos los conceptos necesarios para entender el comportamiento petrofsico en las rocas, lo cual beneficiara en los trabajo de hidrogeologa y de la industria petrolera nacional. Palabras clave: la evaluacin petrofsica en Mxico, Conceptos de petrofsica. Determinaciones petrofsicas en laboratorios. Evaluacin petrofsica con registros. Diplomado de evaluacin petrofsica en la UNAM.



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1. INTRODUCCIN. Es de todos conocido que el almacenamiento y produccin de fluidos, tales como agua, hidrocarburos o energa geotrmica, se encuentra en cualquier tipo de roca, ya sean gneas, metamrficas o sedimentarias, siempre y cuando desarrollen caractersticas fsicas que permitan el almacenamiento y la movilidad de los fluidos a travs de ellas, estas propiedades denominadas comnmente como petrofsicas son principalmente la porosidad y la permeabilidad. De los tipos de rocas anteriormente mencionadas, son las sedimentarias, las que presentan comnmente la mayor cantidad de acumulacines de agua e hidrocarburos, por lo tanto, es recomendable conocer las caractersticas de depsito de las mismas ya que en funcin de ello, el desarrollo de la porosidad y permeabilidad ser ms favorable dependiendo del ambiente en que se hayan formado. Por tal razn es necesario durante la perforacin de los pozos en bsqueda de estos recursos, disponer de la informacin suficiente para conocer las caractersticas litolgicas y petrofsicas de las mismas. Comnmente para obtener los datos litolgicos, se hace acopio de la informacin aportada por las muestras de canal o recortes que se obtienen durante la perforacin de los pozos, o bin, del corte de ncleos de fondo y de pared con los cuales adems de la informacin litolgica se pueden realizar anlisis petrofsicos. Sin embargo, hay otro medio por el cual se obtiene informacin suficiente para evaluar en forma indirecta datos petrofsicos y litolgicos de la columna de rocas atravesadas durante la perforacin y es a travs de los llamados registros geofsicos de pozos. Ambos mtodos de evaluacin petrofsica son abordados en este trabajo, presentndose un panorama general del desarrollo en el tiempo de ellos hasta llegar a las evaluaciones actuales que se logran en los laboratorios y con los registros que se adquieren en el campo, proponindose para beneficio de los ingenieros que laboran en la exploracin de energticos o en bsqueda de agua y que requieren de informacin petrofsica, cursar un progama de capacitacin que podra ser ofrecido en las aulas de la Facultad de Ingeniera de la UNAM con apoyo de las instituciones o empresas que requieren de los resultados de este tipo de estudios.



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2. LA EVALUACIN DE FORMACIONES A principios del siglo pasado la perforacin de los pozos en bsqueda de agua se realizaba a travs de la tcnica conocida como de pulseta o percusin (Figura 1), la que tambin era utilizada en la industria petrolera mundial y en la cual ya se iniciaba el empleo del mtodo de la perforacin rotatoria (Figura 2).

Figura 1 Figura 2

En ambos casos el control litolgico durante el avance de la perforacin era deficiente, siendo ms acentuado en el primer mtodo al efectuarse la recuperacin de los recortes despus de cierto intervalo de avance en la perforacin, usando una cubeta la cual recuperaba los detritos mezclados del intervalo perforado.

Figura 3



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Con el mtodo rotatorio, la calidad y la confiabilidad de la recuperacin de los recortes (Figura 3) mejor siempre y cuando se contara con un buen control del tiempo de atraso, es decir el tiempo de viaje del recorte del fondo a la superficie, sin embargo, con una buena observacin del avance y control del tiempo de perforacin es posible definir los contactos litolgicos identificando los quiebres de velocidad (Figura 4).

Figura 4.

An con este avance tecnolgico en la perforacin, las descripciones litolgicas, contactos formacionales o control paleontolgico no ha dejado de tener un cierto grado de contaminacin. El 5 de septiembre de 1927, hace acto de presencia el registro elctrico, invencin de Conrad Schlumberger, obtenindose por primera vez en el pozo Diefenbach No. 2905 de la Compaa Pechelbronn S.A.S.M. (Figura 5), tecnologa que permiti hacer definiciones de lmites de capas, as como, correlacin entre pozos, aplicaciones que a la fecha de hoy siguen siendo de actualidad.

Figura 5.

Estaba constituido nicamente por una curva de resistividad la cual era obtenida en estaciones de metro en metro, y an con esta limitada informacin fue posible definir contactos entre litologas, proporcionando un apoyo invaluable a los gelogos para marcar cambios litolgicos con mucho ms precisin y con datos paleontolgicos fue posible marcar cambios formacionales (Figura 6). R. Desbrandes defini un registro de pozo como toda aquella presentacin grfica de una caracterstica de las formaciones atravesadas por un pozo en funcin de la profundidad.

Quiebre en la velocidad de

perforacin

0 30 min./m



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Figura 6.

El xito de esta tecnologa ofreci una amplia visin de aplicaciones en la industria petrolera mundial, se tiene conocimiento que el registro elctrico lleg entre 1929-1931 a Venezuela (pozo La Rosa No. 216), a Canad y a Mxico a travs de las compaas Royal Dutch-Shell y British Petroleum antes de 1938, obtenindose tres curvas de potencial natural y dos de resistividad. A partir del 18 de marzo de 1938, los equipos Schlumberger que estaban en el pas fueron acondicionados y operados por tcnicos mexicanos, siendo el primer pozo perforado por Petrleos Mexicanos en 1938, el Plan No. 55, situado en un lugar cercano al poblado de las Choapas, Ver., llegando a una profundidad de 841 m, donde tambin se tom su registro elctrico con los equipos que haban quedado en territorio mexicano (Figura7).

Figura 7

Durante el periodo comprendido entre 1938 y 1943, la empresa Schlumberger ofreci a PEMEX ventas de equipo y refacciones para mantener en actividad aquellos pocos equipos existentes a travs de su agencia en Panam, sin embargo, el 25 de octubre de 1943, se firm el contrato entre Petrleos Mexicanos y Schlumberger Surenco S. A. en el cual se acord la operacin, venta del equipo y la capacitacin para operacin del mismo. Fue el 20 de diciembre del mismo ao, cuando la compaa mencionada corri su primer registro elctrico en el pozo Poza Rica No. 25 (Figura 8), con tcnicos extranjeros y mexicanos; este registro se present con dos curvas de potencial natural y una de resistividad.



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Figura 11.

Figura 8.

Es alrededor de 1945 cuando aparece el registro elctrico con las curvas de potencial natural con dos y tres curvas de resistividad; se tienen ya claros los conceptos de efecto de invasin del filtrado de lodo, as como, las limitaciones de los arreglos de medicin en su resolucin vertical en capas de poco espesor o frente a estratificacin de capas delgadas (Figura 9).

Figura 9.

Para esta poca con los trabajos de Archie, entre otros, ya se tenan claros los conceptos de Rt para resistividad verdadera de la formacin sin influencia del filtrado de lodo y de Ro para la resistividad de la formacin considerando que est saturada totalmente por agua (Figura 10); as como, los de factor de formacin, ndice de resistividad y saturacin de agua (Figura 11), sin embargo, las determinaciones de porosidad no pudieron realizarse con cierta confiabilidad hasta que no hizo su aparicin el registro microelctrico o micro registro como era comnmente llamado, herramienta que se introduce en nuestro pas en 1950.

Figura 10.

I RoRt

F RoRwa

mF

RtFxRwSw



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Con la presencia de esta herramienta (Figura 12) con la cual era posible medir la resistividad en la zona de mxima influencia de filtrado, se determinaba un valor de porosidad despus de llegar artificiosamente a un valor de Rxo (Figura 13) y cualitativamente a la conclusin de la presencia de permeabilidad, siempre y cuando la porosidad fuera mayor a 0.10, los llamados mtodos de anlisis de Arenas Arcillosas (Shaly Sands) para evaluacin de cuerpos arenosos y de Montaas Rocallosas (Rocky Mountain) para rocas calcreas, eran los mtodos ms utilizados en la interpretacin de los registros elctricos.

Figura 12 Figura 13 Los Analistas de Registros de esa poca con esta limitada informacin, mas la del registro Radioactivo (Rayos Gamma-Neutrn) (Figura 14) que se oper a partir de 1954 en Mxico, se obtenan los datos mnimos necesarios para considerar que intervalo tena posibilidad de ser productor de hidrocarburos, tales como espesor, porosidad, saturacin de agua, su complemento, saturacin de hidrocarburos y volumen de arcillocidad (Figura 15); datos que son requeridos en el clculo de reservas, contando, naturalmente con un plano estructural del yacimiento descubierto (Figura 16) y cualitativamente la presencia de permeabilidad.

Figura 14

e espesor porosidad Sw saturacin de agua So saturacin de hidrocarburos So = 1-Sw

Figura 15.



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Figura 16

En el inicio de los aos 60 se comienzan a utilizar en nuestro pas los registros de Induccin (IES) con la sonda 6FF40 (Figura 17) y Snico de porosidad (BHC) (Figura 18); estos registros ya se estaban utilizando en el mundo petrolero desde 1950, pero con versiones que estaban en desarrollo y modificaciones, con ellos los mtodos convencionales de interpretacin comienzan a ser modificados, siendo los departamentos de Geologa del Subsuelo de la Gerencia de Exploracin de distintas zonas petroleras de Mxico las que establecen los cambios y criterios en los mtodos de interpretacin basados principalmente en conceptos geolgicos.

Figura 17 Figura 18 Los antiguos Analistas de Registros inician la Evaluacin de Formaciones considerando que las rocas almacenadoras y potencialmente productoras de fluidos deben de reunir ciertas caractersticas fsicas como son la porosidad y permeabilidad entre otras, las cuales dependen de sus caractersticas geolgicas en su depsito.



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Caso concreto al respecto, se menciona en el llamado DFNE (Distrito Frontera Noreste), ahora denominado Cuenca de Burgos (Figura 19), los cuerpos arenosos productores del rea que van del Paleoceno al Mioceno; hasta el ao de 1965 era regla no recomendar intervalos con saturaciones de agua, superiores al 0.50 pues se consideraba que estos produciran agua; hoy se han considerado como potencialmente productores de hidrocarburos an con saturaciones de agua entre 0.65-0.70.

Figura 19.

Con la llegada de los registros de Induccin y Snico anteriormente mencionados, se comienza a utilizar en 1966 un mtodo de interpretacin conocido como el Rwa (Anexos 1, 2 y 3), as como, FR/FS, con estos mtodos en la seccin de Evaluacin de Formaciones del Departamento de Geologa del Subsuelo del DFNE en Reynosa se comenzaron a romper paradigmas sobre los lmites de saturacin de agua y que este depende del volumen de agua adherida a la pared de los poros los cuales son controlados por el tamao y acomodo de los clsticos, consecuencia de los ambientes de depsito. Otro mtodo tambin empleado para la evaluacin de porosidad y saturacin de agua en esa poca por las secciones de Evaluacin de Formaciones de Exploracin, fue el denominado Porosidad vs Resistividad (Grfico de Hingle) (Figuras 20 y 21), utilizando los registros de Induccin y Snico de Porosidad; con este modelo de interpretacin era posible determinar simultneamente un valor bastante aproximado de la resistividad del agua de formacin (Rw).

Figura 20 Figura 21



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En 1969 se comienzan a utilizar los registros de Densidad de Formacin (Figura 22) y Neutrn Lateral de Porosidad (Figura 23), tambin conocido como Epitermal y que fue el antecesor del Neutrn Compensado de Porosidad; con estos dos registros y la informacin del Snico de Porosidad, Microproximidad e Induccin, se efectu en 1970 el primer registro computarizado manualmente en PEMEX en el pozo Topo No. 1, en el cual se interpretaron los intervalos que resultaron productores en la Formacin Queen City (Anexos 4 y 5).

Figura 22 Figura 23 Otro ejemplo de interpretacin continua efectuada manualmente se muestra en la evaluacin de movilidad de hidrocarburos del pozo Arenque No. 22 efectuado en 1972 (Figura 24), en el cual en un intervalo del Jursico San Andrs, en un grainstone ooltico con buena porosidad e impregnacin de hidrocarburos, una seccin, no result productora por presentar muy baja permeabilidad; la razn fue determinada en un anlisis petrogrfico en donde se concluy que por un proceso diagentico tardo, la porosidad haba quedado ocluida, no permitiendo la movilidad de los hidrocarburos.

Figura 24 En estos aos 1965-1972 en PEMEX no se tenan equipos para digitalizar la informacin analgica de los registros geofsicos de pozos y para efectuar las evaluaciones antes

Seccin con mayor movilidad de hidrocaburos



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mencionadas fue necesario leer los registros a cada metro o a cada medio metro en copias en papel en escala 1:200 y la informacin digital procesarla en un centro de cmputo utilizando los algoritmos o las grficas de interpretacin publicadas por las diferentes compaas de registros. En los finales de los aos 60 se intensific la exploracin en el Golfo de Mesozoico de Sabinas (Figura 25), dando por resultado el establecimiento de produccin de gas en el inicio de los aos 70 en el pozo Buena Suerte 2A, siendo muy oportuno mencionar que para esta provincia geolgica, los objetivos de prospeccin petrolera son rocas del Cretcico y Jursico, constituidas por calizas y dolomas de baja porosidad primaria, pero los intervalos que han resultado productores se ha observado que estn fracturados.

Figura 25.

Para esta poca como anteriormente fue anotado, el registro con el cual se lograba una lectura de Rt confiable en rocas de mediana a baja resistividad en la industria petrolera mexicana, era el registro de induccin, sin embargo, ante rocas de baja porosidad la resistividad es muy alta (superior a 200 ohm-m) (Figura 26), y ante esta situacin el registro mencionado no mostraba lecturas confiables, sin embargo se logr una identificacin de las zonas de inters utilizando un mtodo conocido como M-N plot o de litoporosidad (Figura 27) utilizando la combinacin de los registros Snico, Densidad y Neutrn, que permitieron definir las zonas de fracturas y con gas (Anexo 6).

Figura 26 Figura 27

Grfica M-N



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y

En donde:

El pozo Buena Suerte 2A no se manifest en el intervalo productor durante su perforacin (Figura 28), pero fue identificado con el modelo de interpretacin mencionado y ms tarde confirmado con el uso de un registro denominado Snico de Densidad Variable (Figura 29).

Figura 28 Figura 29 Este mtodo fue utilizado en el DFNE en la evaluacin de formaciones de los pozos con objetivos mesozoicos y paleozoicos. La informacin integrada de los tres registros snico, densidad y neutrn (Figura 30) permitieron en los departamentos de estudios sedimentarios la construccin de registros compuestos con los cuales adems de definir los lmites de capas, permitan incluir los cambios litolgicos y de facies en la sedimentacin, incorporando datos paleontolgicos, de anlisis petrogrficos y sedimentolgicos observados tanto en los recortes de perforacin como en los ncleos.

Figura 30

En 1974 se inician las operaciones con el registro Doble Elctrico Enfocado (DLL) (Figura 31) con el cual se satisfacen los requerimientos de lecturas de Rt en rocas de alta resistividad y por consecuencia se facilita la evaluacin de las rocas carbonatadas tanto en la Regin Norte como del Sur, en donde a partir de 1972 se haban descubierto los yacimientos mesozoicos de Chiapas-Tabasco. Es conveniente mencionar que en el ao de 1970 el Instituto Mexicano del Petrleo dise un digitalizador de registros para convertir la informacin analgica de los registros en papel



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a informacin digital e inicia el desarrollo de varios modelos de interpretacin tanto para formaciones clsticas como calcreas que actualmente han seguido actualizando con la incorporacin de la informacin de las nuevas herramientas que ofrecen las compaas de servicio de registros geofsicos de pozos.

Figura 31.

Con los grandes descubrimientos de hidrocarburos en la parte sureste y marina de nuestro pas, se incrementa la operacin de perforacin de pozos y naturalmente la adquisicin de registros geofsicos de los mismos, por tal razn las compaas que ofrecan estos servicios inician sus operaciones en 1976 y posteriormente en 1979, Schlumberger abre su centro de procesamiento de registros. Desde entonces esto ha permitido en Petrleos Mexicanos, contar con los avances tcnicos tanto de herramientas como de mtodos de interpretacin computarizada a los cuales se les obtiene el mximo beneficio si se considera la integracin de datos geolgicos principalmente de tipo petrogrfico y sedimentolgico.



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3. PROPIEDADES PETROFSICAS DE LAS ROCAS Es de todos conocido que en nuestro planeta Tierra, las rocas existentes han sido clasificadas como de origen gneo, metamorfico y sedimentario y en cualquiera de ellas se pueden, bajo ciertas condiciones fsicas almacenarse fluidos (agua, hidrocarburos, gases o energa geotrmica), siempre y cuando estn presentes en ellas las propiedades petrofsicas: porosidad y permeabilidad. Las rocas gneas y metamrficas muy ocasionalmente contienen acumulaciones de petrleo o gas; en su mayora estn relacionados con rocas de origen sedimentario: clsticas o calcreas. Rocas clsticas: Los sedimentos clsticos estn principalmente constituidos de partculas de otras rocas o minerales pre-existentes. Por efecto de la meteorizacin, erosin y transporte, estas partculas se depositan con restos orgnicos en cuencas marinas en capas sucesivas. Estas rocas estn conformadas por un conjunto de granos siliceos sostenidos por diferentes tipos de matriz calcrea o arcillosa (Figura 32); los espacios entre los granos constituyen el volumen poroso en el cual se almacenan los fluidos. Dentro de las rocas clsticas podemos considerar a los conglomerados, arenas y limos y arcillas.

Figura 32

Rocas Carbonatadas. Los yacimientos carbonatados estn relacionados con dos tipos de rocas pricipalmente: calizas y dolomas (Figura 33). La caliza esta constituida en su mayor parte por carbonato de calcio (CaCO3) y la doloma por carbonato de calcio y magnesio (CaCO3 y MgCO3). Normalmente son de estructura masiva, compacta y cuando estn afectadas por efectos tectnicos o qumicos, alteran su estructura original y se producen



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fracturas o microfracturas y espacios vacos donde se acumulan los fluidos, esta porosidad es conocida como porosidad secundaria.

Figura 33

En las rocas almacenadoras de fluidos se deben observar y conocer varias caractersticas petrofsicas de las mismas para constituirse en rocas productoras de los fluidos que contiene entre otros, se debe considerar la porosidad, permeabilidad, saturacin de fluidos, presin capilar, mojabilidad, etc. Sin embargo, son las tres primeros las que particularmente se abordarn en el resto de este trabajo ya que lleva como objetivo final la propuesta de un laboratorio que permita integrar los datos de petrofsica bsica con los estudios petrogrficos y sedimentolgicos de las rocas en la Facultad de Ingeniera de la UNAM. La porosidad es la capacidad de las rocas para contener fluidos y es el resultado de la relacin entre el volumen de espacios vacos sobre el volumen total de la roca.

= Volumen Vaco / Volumen Total

puede ser expresada en trminos de porcentaje (10 %) o en fraccin decimal (0.10). Para nuestro propsito, vamos a considerar dos tipos de porosidades: Primaria y Secundaria. Porosidad Primaria. Es aquella porosidad formada por los espacios vacos existentes originalmente entre los granos o cristales luego de que fueron depositados como sedimentos. Su valor varia en funcin del tamao, uniformidad y distribucin geomtrica de las partculas, constituyendo el valor mas alto el arreglo de tipo cbico con una porosidad del 47.6 % o un arreglo rombodrico que nos ofrece una porosidad de 25.96 % (Figura 34). En trminos generales la porosidad primaria esta afectada principalmente por el empaquetamiento de los granos, clasificacin, cementacin, forma de los mismos y la compactacin.

El desarrollo de la evaluacin petrofsica en Mxico y su futuro a travs de la UNAM


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Figura 34.

Porosidad Secundaria. Es aquella porosidad creada como resultado de los procesos posteriores a su depositacin original; como por ejemplo la disolucin de calizas y dolomas por efecto de las aguas subterrneas, que originan vacos o cavidades en estas rocas. El fracturamiento por efectos tectnicos y la dolomitizacin por reacciones qumicas (Figura 35). En la mayora de los casos, la porosidad secundaria da como resultado un incremento en la permeabilidad en las rocas que la observada unicamente por laporosidad primaria.

(a) (b)

Figura 35. (a) Porosidad Primaria. (b) Porosidad Secundaria

La permeabilidad se define como la habilidad de un yacimiento para permitir el flujo de un fluido a travs de los espacios vacos interconectados. La permeabilidad depende fundamentalmente de: tamao y abertura de los poros, tamao del poro, grado de conectividad y tipo de cemento entre los granos. La permeabilidad se mide en darcies. La permeabilidad (k) es un darcy cuando 1 cm2 de la superficie de la roca desaloja 1cc de unidad de fluido, de viscosidad de un centipoise en un segundo a una presin diferencial de 1 atmsfera (Figura 36). En base a estudios de laboratorio, la permeabilidad puede ser expresada en los siguientes trminos:

k = Q u / A (P /L) Q = k/u * A/L * (P1-P2)



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Donde:

K = permeabilidad (k) Q = flujo por unidad de tiempo (cm/s) u = Viscosidad (cp) A = seccin del rea (cm2) L = Longitud de la roca (cm) y P = presin diferencial

(a) (b)

Figura 36. a) Permeabilidad del ncleo. b) Arreglo de los granos y estructura del poro afecta a la permeabilidad

La saturacin de fluidos de una roca es la relacin del volumen del fluido dentro del volumen total poroso, est expresada como un porcentaje del volumen poroso. Por ejemplo una saturacin de agua del 30%, significa que 30/100 del espacio poroso esta lleno con agua. El smbolo utilizado para la saturacin de agua es Sw (Figura 37). En un yacimiento, los fluidos que pueden estar presentes son agua, gas y aceite; sin embargo debido a su densidad, estos fluidos tienden a estar separados. En consecuencia la saturacin total de fluidos (100%) se puede expresar como: 100% = So + Sg + Sw Donde: So = saturacin de aceite (%) Sg = saturacin de gas (%) Sw = saturacin de agua (%) Figura 37



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Es conveniente considerar otros conceptos muy relacionados con el trmino de saturacin de fluidos tales como la saturacin de agua intersticial o connata, que debe considerar el contenido de agua original en el yacimiento, saturacin de agua irreductible con la cual debemos de interpretar la cantidad de agua no mvil del yacimiento por adherencia a la pared del poro y saturacin de hidrocarburos residuales, aceptndolo como el hidrocarburo no mvil en el yacimiento. Otros conceptos petrofsicos que son importantes en los yacimientos pero que no sern abordados en el complemento de este trabajo son: Presin capilar, definida como la diferencia de presin que se produce entre dos fases de fluidos inmiscibles en las gargantas porales y que genera contraccin de los mismos ocupando la menor rea posible por unidad de volumen. Mojabilidad que se define como la preferencia de una roca a ser embebida por un determinado fluido, hecho que determina el comportamiento del petrleo o del agua a lo largo de la historia de produccin de un yacimiento. ngulo medido a travs de la fase mojante que conforma la interfase agua/aceite en contacto con la superficie slida. Existe otro parmetro en la evaluacin de formaciones o determinaciones petrofsicas, el cual fue introducido por Archie en 1947, este es el denominado Factor de Formacin, mismo que puede considerarse que es la resistencia intrnseca de la roca al paso de la corriente elctrica y propuso la expresin F=-m, en donde m es el exponente cementacin que vara segn el grado de consolidacin de las rocas; si estas no estn bien consolidadas poseen valores prximos a 1.1 en tanto que en las muy consolidadas se logra alcanzar valores muy cercanos a 2.9. Ms tarde en 1952 Winsauer et. al. introdujeron una constante a de tal manera que la ecuacin original qued como F=a -m. Se ha establecido de manera experimental que la resistividad de una roca sin hidrocarburos y libre de arcilla conteniendo nicamente agua, es proporcional a la resistividad del agua con la cual est completamente saturada y la constante de proporcionalidad se define como factor de resistividad de la formacin F=Ro/Rw. Esta expresin est ntimamente relacionada con la expresin anterior, por lo cual puede inferirse que el factor de formacin est inversamente relacionado con la porosidad y es tambin una funcin de la estructura porosa y la distribucin del tamao de los poros.



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4. EVALUACIN DE LAS PROPIEDADES PETROGRFICAS-SEDIMENTOLGICAS Y PETROFSICAS Existen dos mtodos para obtener los datos petrofsicos bsicos anteriormente mencionados:

Porosidad, Permeabilidad, Contenido de fluidos;

uno de ellos es a travs de las mediciones directas en los laboratorios y el otro a travs los registros geofsicos de pozos. Actualmente las compaas que se dedican a la adquisicin de registros han desarrollado una amplia variedad de los mismos para poder determinar los datos anotados, midiendo fsicamente propiedades de las rocas, tales como, resistividad, radioactividad natural, densidad, ndice de hidrgeno, etc., que nos permiten concluir la litologa, porosidad y contenido de fluidos, que son los factores que controlan las respuestas de los registros. Estos registros son: Registros resistividad de investigacin mediana y profunda, cuyo objetivo es obtener el valor de Rt.

Elctrico Induccin Doble de Induccin Arreglo de Induccin Elctrico Enfocado Doble Elctrico Enfocado Elctrico Enfocado Azimutal Arreglo de Elctrico Enfocado de Alta resolucin

Registros de resistividad de investigacin somera, cuyo objetivo es obtener Rxo, estos han sido a travs del tiempo.

Microelctrico Micro enfocado Microproximidad Microenfocado esfrico

Registros de ndice de porosidad. Acstico

Snico de Porosidad Compensado Snico de Espaciamiento Largo Snico Digital



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Snico Dipolar Radioactivo

Densidad de Formacin Litodensidad Rayos Gamma-Neutrn Neutrn Lateral de Porosidad Neutrn Compensado Espectroscopa de Rayos Gamma Naturales Espectroscopa de Captura de Elementos

Con estos registros es posible efectuar una evaluacin como la que se muestra en la figura 38 en donde en el primer carril o pista se muestran las curvas de potencial natural, rayos gamma y calibracin del agujero; en la segunda pista, la profundidad del pozo. En la tercera pista se presentan las curvas de resistividad de un registro de arreglo de induccin; en la cuarta pista muestra la curva de delta Rho; la quinta pista, muestra los registros de ndice de porosidad snico, densidad y neutrn; la sexta pista, los valores de saturacin de agua; en la sptima pista se grafican los volmenes de fluidos en la porosidad y en la octava y ltima pista, el volumen litolgico.

Figura 38.



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No existe un registro que mida la permeabilidad, pero numerosos investigadores han llegado a determinar un valor de la misma a travs del anlisis de saturacin de agua irreducible y la porosidad (Figura 39), basndose en el anlisis de Wyllie y Rose, propuesto en 1950 como:

k = (C3/(Sw)irr.)2

y en donde C depende de la densidad de los hidrocarburos.

Figura 39.

Actualmente se opera en el campo el registro de Resonancia Magntica Nuclear con el cual es posible determinar un valor de porosidad sin efecto litolgico y un valor de saturacin de agua irreducible, datos necesarios para un valor aproximado de permeabilidad (Figura 40).

Figura 40.



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La informacin de este registro permite la toma de decisiones para la propuesta de intervalos que pudieran tener altos valores de saturacin de agua de formacin, pero gran parte de esta resulta ser saturacin de agua irreducible y por lo tanto no mvil dejando en claro cual sera el volumen de fluidos libres (agua e hidrocarburos), adems en las versiones modernas puede ofrecer el tamao de los poros de la roca almacenadora. Es muy comn en la industria petrolera, en la cual se hacen grandes inversiones para recuperar informacin durante la perforacin de los pozos, que se efecte el corte de ncleos tanto de fondo como de pared, con los cuales se pueden hacer excelentes observaciones petrogrficas-sedimentolgicas y petrofsicas, sin embargo, estos no se hacen en forma contnua y solamente se realizan en forma selectiva. La informacin que se puede realizar con estos ncleos ser tratado ms adelante, pero es oportuno mencionar que en la actualidad existe en el campo una herramienta que permite conocer aspectos estructurales y texturales de las rocas, incluyendo la identificacin de fracturas y es el llamado registro de imgenes de pared de pozo, el cual puede ser obtenido a partir de mediciones de resistividad o de ondas acsticas (Figuras 41 y 42).

Figura 41. Presencia de Fracturas Figura 42. Brecha El otro medio por el cual se obtiene informacin petrofsica es a travs de los anlisis efectuados en los laboratorios especializados, para tales estudios como los que se encuentran en Petrleos Mexicanos en Poza Rica, Ver. y en el Instituto Mexicano del Petrleo. En ellos se pueden realizar estudios de petrofsica bsica como son la determinacin de porosidad y permeabilidad, pero cuando se cuenta con el equipo apropiado y tcnicos preparados es posible efectuar anlisis de presin capilar, mojabilidad, imbibicin, factor de formacin, espectroscopia de Rayos Gamma Naturales, escaneo de la porosidad y Tomografa de Rayos X (Figura 43).



25

Figura 43. Para realizar ese tipo de estudios es necesario contar con ncleos de fondo, los cuales son preparados para obtener los tapones o testigos a los que se les hacen los anlisis (Figura 44) y posteriormente procesados en los equipos de medicin como el poro-permemetro, para obtener los valores de porosidad y permeabilidad, as como, de presin capilar (Figura 45).

Figura 44



26

Figura 45

Para realizar estudios petrogrficos y sedimentolgicos es necesario preparar lminas delgadas, por lo cual se requieren cortadoras, pulidoras, para obtener el material apropiado para su estudio en el microscopio petrogrfico (Figura 46). Este tipo de anlisis puede ser realizado tanto en los departamentos de estudio sedimentario de las empresas anteriormente mencionadas, como, en la Facultad de Ingeniera de la UNAM. Tambin pueden llevarse a cabo algunas de estas observaciones en las esquirlas o recortes de perforacin utilizando microscopio estereoscpico.

Figura 46.



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Se han logrado desarrollar tcnicas para la evaluacin tanto cualitativa como aproximadamente cuantitativa de porosidad y permeabilidad, observando lminas delgadas con impregnacin de resina, las cuales pueden ser realizadas en las instalaciones de esta institucin educativa. Un mtodo para la identificacin de porosidad corresponde como se ha dicho, al anlisis de lminas delgadas impregnadas. Para identificar la porosidad en las muestras, es necesario impregnar con azul de metileno las lminas delgadas o su caso con tinta fluorescente. Esta tcnica consiste en cortar una tableta de roca, preparar la resina hepxica combinndola con un catalizador y con azul de metileno o tinta fluorescente. La resina preparada se vaca a un pequeo envase de plstico, se sumerge la tableta de roca y se mete a una bomba de vaco. De esta forma, al exponerse nuevamente a la presin atmosfrica se logra que los poros de la roca se rellenen por la resina entintada, para luego dar tiempo para que esta solidifique. Lo siguiente es elaborar, una lmina delgada de la forma tradicional. Entonces es cuando al observar al microscopio petrogrfico, la lmina presentar zonas fluorescentes o en azul si cuenta con porosidad, ayudando esto a cuantificarla de manera aproximada y a facilitar la identificacin del tipo de porosidad (Figura 47).

Figura 47. Como se ha comentado la porosidad de una roca se refiere al volumen ocupado por fluidos en relacin al volumen total y la justificacin para hablar de porosidad, es decir, de volumen a partir de un rea, est basada en que si se toma una roca y se fabrican en forma paralela tantas lminas delgadas como sea posible, tendramos con ellas una vista tridimensional de esta roca, con lo que, al obtener un promedio de las reas obtenidas para la porosidad en cada lmina, tendramos un valor bastante aproximado a la porosidad real. Cabe sealar que en esta forma de clculo puede existir un margen de error, el resultado ms aproximado al verdadero depender de la homogeneidad de la roca, para que esta pueda ser representada por un rea tan pequea como la observada a travs de un microscopio, tambin debe tenerse un nmero considerable de muestras tomadas de la misma capa de la formacin, estadsticamente es recomendable que el nmero de muestras sea igual o mayor a treinta. Para el clculo de porosidad se utiliza una imagen digital de una lmina delgada impregnada. Empleando un software de diseo, se identifica el rea total de la imagen (Figura 48) y a continuacin se traza una curva cerrada sobre todas las zonas porosas encontradas (Figura 49). El programa calcula el rea de las curvas trazadas y de esta manera, con una simple diferencia de reas se puede calcular el porcentaje de rea correspondiente en este caso a la porosidad de la roca.



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reas de las curvas.

Figura 49. Ntese que los valores se manejan en unidades lineales y cuadradas. El resultado invariablemente es obtenido en porcentaje, as que no es necesario asignar unidades especficas de longitud o de rea, ya sea en metros o bien, las unidades de las imgenes digitales, los pixeles.

Como el rea total (388800 [u2]) es igual al 100% Entonces la suma de las reas trazadas (14427.41 [u2]) es igual a:

Porosidad = 3.71 %

Otro mtodo visual para poder determinar porosidad a travs de recortes y ncleos es el propuesto por Sneider, 1984, con el cual se pueden llegar a clasificar numricamente las propiedades petrofsicas (tamao de grano, calsificacin, grado de consolidacin, contenido arcilloso, porosidad y cementos) y, estimar permeabilidad (k) y factor de cementacin, metodologa que ha sido aplicada en algunos pozos de la Cuenca de Macuspana con resultados satisfactorios.

Figura 48.

Dimensiones de la imagen:

720 x 540 [u] rea total: 388800 [u2]

A1 = 3995.8355 [u2] A2 = 3070.0172 [u2] A3 = 7361.5566 [u2] Suma = 14427.41 [u2]



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Es conveniente considerar la posibilidad de que haya discrepancia entre los anlisis petrofsicos obtenidos en laboratorio con los elaborados a travs de la informacin de los registros geofsicos de pozos, varios son los motivos por los cuales se pueden ocasionar estas variaciones y una de ellas es la falta de calidad en los registros durante su adquisicin, por lo que es recomendable tener conocimiento de las limitaciones de cada una de las herramientas en las diferentes condiciones de operacin de las mismas y considerar hasta donde puede ser confiable la evaluacin elaborada con ellos. Por otro lado, conviene recordar que las determinaciones petrofsicas obtenidas en ncleos son de tipo puntual y dependern de la posicin seleccionada del ncleo, por lo que es recomendable calibrar la informacin de ncleos con los registros que permitan incrementar la confiabilidad de los resultados de ambos. Antes de finalizar este captulo debemos recordar que el desarrollo de la porosidad y permeabilidad de las rocas almacenadoras y productoras de fluidos depende del ambiente de depsito en donde se formaron stas, y los procesos posteriores a los que hayan sido sometidos por lo que se considera necesario conocer a travs de los estudios petrogrficos y sedimentolgicos efectuados en lminas delgadas obtenidos de los recortes de perforacin o de los ncleos, observaciones como:

Tipo de litologa Minerales principales y accesorios Cementante Textura Contenido fauinstico Ambiente de depsito Procesos diagenticos, etc.

que nos proporcionarn criterios para entender el porqu de la presencia o ausencia de porosidad y permeabilidad en las rocas que se estn estudiando.



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5. PROPUESTA PARA LA EVALUACIN PETROFSICA EN LA UNAM Actualmente en la divisin de Postgrado de la Facultad de Ingeniera de la UNAM se dispone de un laboratorio de un laboratorio para evaluar porosidad y permeabilidad en ncleo completo, entendindose como tal, secciones de ncleo en tramos no mayores a 30 cm de longitud y en dimetros no mayores a 4 pulgadas, lo cual permite realizar estudios petrofsicos en rocas fracturadas. Adems en las instalaciones de la Facultad de Ingeniera se cuenta con equipo para preparar lminas delgadas para estudios petrogrficos: cortadora, pulidora, devastadora, bomba de vaco y microscopios tanto petrogrficos como estereoscpicos y, naturalmente personal acadmico para capacitar a los tcnicos en estudios sedimentarios. Tomando esta sencilla infraestructura de laboratorios, es posible organizar un programa de capacitacin que puede ser preparado para un par de meses (8 semanas) hasta de 3 semestres, con el cual se podra ofrecer una especializacin en esta disciplina. En dicho programa de capacitacin se cubrirn principalmente los temas:

Petrologa y Sedimentologa Estratigrafa y Geologa Estructural Petrofsica Registros Geofsicos de Pozos

Estos temas podran ser complementados por otros ms, dependiendo de que tanto se quisiera abarcar en las aplicaciones de los registros as como de profundizar en los modelos de interpretacin. Se tendran que realizar prcticas en los laboratorios de petrofsica de PEMEX o del Instituto Mexicano del Petrleo y, en las instalaciones de compaas de servicio, en donde se observaran operaciones de campo, caractersticas fsicas de las herramientas y control de calidad. Adems de los laboratorios disponibles en la Facultad de Ingeniera de la UNAM, se pueden considerar los laboratorios los laboratorios del Instituto de Geologa, en donde se dispone de un microscopio electrnico de barrido, con el que podran realizarse determinaciones de minerales arcillosos y observaciones a detalle de la estructura porosa y las condiciones de garganta de poro. Por lo que se refiere al uso de paquetera para evaluacin e interpretacin de registros, se puede ofrecer cualquiera de los que dispone Petrleos Mexicianos, ya que las principales compaas de servicio de geofsica de pozos que operan en nuestro pas, as como las que disean software para aplicaciones en las geociencias, han apoyado a la Facultad de Ingeniera proporcionando licencias para la preparacin de los futuros ingenieros en estas reas.



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A continuacin se presenta un listado de materias que podran incluirse en el programa de capacitacin mencionado, preparado por los ingenieros Ricardo Castrejn Pineda y Jos Bernardo Martell Andrade, el cual estara sujeto a modificarse o adecuarse a las necesidades de las instituciones interesadas en este proyecto.

Este programa de capacitacin de interpretacin petrofsica, est dirigido a tcnicos que laboren principalmente en la Direccin de PEMEX-Exploracin-Produccin de Petrleos Mexicanos, as como a los ingenieros que se dediquen a la exploracin y explotacin de agua y geotermia, teniendo como nico requisito el haber cursado alguna de las licenciaturas de Ingeniera Geolgica, Geofsica o Petrolera.

No.

NOMBRE

HRS. TEO.

HRS. PRA.

17 Estancia en Laboratorio de Petrofsica

40

18 Interpretacin Avanzada de Registros Geofsicos

10 30

19 Registros Geofsicos en Estratigrafa de Secuencias

10 30

20 Softwares de Interpretacin en UNIX

40

21 Anisotropa 40 22 Inversin de Registros

Geofsicos 10 30

23 Muestreadores y Probadores de Formacin, Registros en Pozo Entubado

20 20

24 Registros de Produccin 20 20 25 Pruebas de Produccin 20 20 26 Geologa Petrolera de Mxico 30 10 27 Visita a Afloramientos 24 28 Ssmica de Pozo 20 20 29 Ssmica Petrofsica 20 20

30 Inversin Petrofsica 10 30 31 Caracterizacin de Yacimientos 10 30 32 Evaluacin de Reservas 10 30

No.

NOMBRE

HRS. TEO.

HRS. PRA.

1 Sedimentologa 30 10 2 Petrografa Sedimentaria 20 20 3 Registro de Deteccin de

Hidrocarburos 24

4 Propiedades Elctricas, Magnticas y Electromagnticas de las Rocas

30 10

5 Propiedades Acsticas de las rocas

30 10

6 Propiedades Nucleares y Trmicas de las Rocas

30 10

7 Petrofsica Bsica 20 20 8 Medio Ambiente de Medicin 30 10 9 Principio de Medicin de

Herramientas 30 10

10 Control de Calidad de Registros Geofsicos de Pozos

40

11 Interpretacin Bsica de Registros Geofsicos

40 40

12 Softwares de Interpretacin en PC

40

13 Imgenes de Pozo, MWD y LWD 10 30 14 Snico Dipolar y RMN 20 20 15 Petrofsica Avanzada 10 30 16 Fsica de Rocas (Geomecnica) 30 10



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6. CONCLUSIONES En el desarrollo de este trabajo, se observa que la seleccin de intervalos en los pozos

para obtener produccin de agua o energticos, depender del mejor conocimiento que se tenga de la litologa, porosidad, permeabilidad y contenido de fluidos de las rocas atravesadas.

La existencia de estas propiedades conocidas como petrofsicas, son funcin

principalmete de la condiciones de origen o formacin de las rocas, siendo las de tipo sedimentario las que estn ms asociadas al almacenamiento de fluido y por lo tanto, es conveniente conocer las condiciones de depsito de las mismas y los procesos posteriores a las que pudiera haber sido sometidas y esto se logra a travs de los estudios sedimentarios.

Para lograr el conocimiento de estas propiedades, se puede hacer por dos medios; uno a

travs de los estudios de laboratorios en muestras de roca, principalmente de ncleos de fondo o de pared y otra, a travs de la informacin recuperada con los registros geofsicos de pozos.

Los laboratorios, pueden ser tan sencillos o tan complejos dependiendo de la cantidad

de estudios que se quieran realizar en ellos, siendo en nuestro pas los ms completos los que estn disponibles en Petrleos Mexicanos y el Instituto Mexicano del Petrleo o, tan sencillos para realizar petrofsica bsica y estudios sedimentarios como los disponibles en la Facultad de Ingeniera de la UNAM.

Los registros geofsicos de pozos se iniciaron en 1927 con el sencillo registro de

resistividad, y con el cual fue posible definir lmites de capas y utilizarse como una herramienta de correlacin, sin embargo en la actualidad con la evolucin de los mismos, es posible determinar: litologa, porosidad, contenido de fluidos, condiciones estructurales y texturales de las rocas as como estimar la permeabilidad de las mismas.

Se considera de beneficio inmediato para las empresas que se dedican a la exploracin y

explotacin de energticos y agua, la capacitacin en la evaluacin petrofsica por ambos mtodos, tanto estudios de laboratorio, como de interpretacin de registros y por tal motivo se propone implementar un programa de capacitacin en el tema y desarrollarse en las aulas de la Facultad de Ingeniera de la UNAM



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Evaluacin de formaciones en pozos petroleros exploratorios mediante registros geofsicos de pozos, A I P M Vol. XVIII No. 12

Martell-Andrade Bernardo, 1982 Mtodos de evaluacin de formaciones en computadoras utilizado por PEMEX, A I P M Vol. XXII No. 11



35

ANEXOS



36



37

Anexo 1

Anexo 2



38

Anexo 3



39

Anexo 4



40

Anexo 5



41

Anexo 6



42

CURRICULUM VITAE

DATOS PERSONALES: NOMBRE: JOSE BERNARDO MARTELL ANDRADE.

EDAD: 64 AOS.

FECHA DE NACIMIENTO: 07 DE AGOSTO DE 1943.

LUGAR DE NACIMIENTO: MEXICO, D.F.

DOMICILIO PARTICULAR: SAN BORJA No. 826 4 Mxico, 03100DF

TELEFONO PARTICULAR: 55-75-69-45

CORREO ELECTRONICO

[email protected]

ULTIMO PUESTO EN PEMEX-EXPLORACION PRODUCCION:

GERENTE DE DIAGNOSTICO Y ANLISIS DE RIESGO DE LA COORDINACIN EJECUTIVA DE ESTRATEGIAS EXPLORATORIAS

ACTIVIDAD ACTUAL: CONSULTOR Y CATEDRTICO DE LA FACULTAD DE INGENIERIA DE LA UNAM.

ESTUDIOS REALIZADOS: Curs los estudios de Ingeniera en los dos primeros aos (1961-1962) Facultad de Ingeniera de la Universidad Veracruzana y los tres ltimos aos, 1963-1964 y 1965 en la Facultad de Ingeniera de la Universidad Nacional Autnoma de Mxico, en la Carrera de Ing. Geolgica. Se titul el 14 de junio de 1969 como Ingeniero Gelogo presentando la tesis profesional titulada: Estudio Geolgico del Campo Petrolero Pascualito.

EXPERIENCIA PROFESIONAL:

Ingres a Petrleos Mexicanos en febrero de 1966 al llamado Distrito Frontera Noreste (DFNE) En Reynosa, Tamps. Hoy Conocido Como Activo Burgos en el Depto. de Geologa de Subsuelo de las oficinas de Exploracin. 1966 - 1967 Gelogo de subsuelo (atendiendo pozos exploratorios).



43

1968 - 1969. Jefe de Seccin de Subsuelo (supervisando a gelogos de pozos). 1969 - 1970

En el Depto. De Evaluacin de Formaciones del DFNE (evaluando las posibilidades de produccin en pozos exploratorios con registros geofsicos).

1971 - 1972 En el Depto. de Nuevas Tcnicas tanto en Reynosa como en Mxico,

D.F. colaborando en el desarrollo de una base de datos de geologa de subsuelo y dise un programa para computadoras para la interpretacin de registros, elaborando el primer registro computarizado (sinergtico) en PEMEX, en el pozo Topo No. 1 en una seccin de siliciclsticos del Eoceno..

Marzo 1972 Fue trasladado a las oficinas centrales de exploracin, en la ciudad de

Mxico, D. F. Desempeando los siguientes puestos: 1972 1976 Coordinador de Geologa de subsuelo DFNE. Supervisando todas las

actividades de pozos exploratorios en operacin en las reas de Baja California, Chihuahua, Coahuila, Nuevo Len y Norte de Tamaulipas (Burgos).

Paralelamente se desarrollaron actividades de Evaluacin de

Formaciones en el anlisis de Registros Geofsicos de pozos exploratorios, que fueran considerados de particular inters para la Gerencia de Exploracin a nivel nacional, estando presente en los pozos exploratorios mas importantes en el momento de la adquisicin de registros.

1976 1982 Ayudante Tcnico de la Subgerencia de Operaciones Geolgicas a nivel

nacional (Subgerente Ing. Javier Meneses de Gyves). 1983 1984 Ayudante Tcnico de la Gerencia de Exploracin (Gerente Ing. Javier

Meneses de Gyves). 1985 1987 Ayudante Tcnico de la Coordinacin Ejecutiva de Exploracin

(Coordinador Ing. Jos Santiago Acevedo). 1988 1991

Ayudante Tcnico de la Subdireccin de Produccin Primaria (Subdirector Ing. Abundio Jurez Mndez).

Simultneamente a las actividades inherentes al puesto se desarrollaron

trabajos de evaluacin de registros de pozos exploratorios importantes, de asesora en interpretacin de registros a los Deptos. de Evaluacin de Formaciones de los distintas Regiones Petroleras, se asisti en las delegaciones que desarrollaron trabajos en Guatemala, Costa Rica, Cuba, India y Argentina, apoyndolas en la interpretacin de registros.

Adems se impartieron innumerable cantidad de cursos de interpretacin de registros geofsicos de pozos en diferentes centros de actividad de exploracin y de produccin a gelogos, geofsicos e ingenieros petroleros.

1992 1994 Subgerente de Planeacin de Exploracin, en este periodo se prepar el

plan estratgico de exploracin de 1992 1996.



44

1994 1996 Subgerente de Geologa de Yacimientos de la Subdireccin de

Exploracin. Durante esta gestin se desarrollaron por primera vez en Exploracin, Estudios de Caracterizacin Inicial de Yacimientos, con el fin de proponer los pozos de delimitacin en campos recin descubiertos, tales como Emu, Yum, Cuitlhuac, etc. Y se prepar un Manual de Normas y Procedimientos para la Caracterizacin Inicial de Yacimientos.

1996 1999 Gerente de Diagnstico y Anlisis de Riesgo de la Coordinacin

Ejecutiva de Estrategias Exploratorias, en donde se evaluaron alrededor de 210 propuestas de localizaciones exploratorias y de delimitacin, dando por resultado la aprobacin de 120 nuevas localizaciones. Se particip en la elaboracin del Plan Estratgico de Exploracin 1996 2000, en donde se hace nfasis en el enfoque de la exploracin en aguas territoriales del Golfo de Mxico.

Mayo 1999 Se jubil de Petrleos Mexicanos y a partir de esta fecha ha trabajado

como consultor de la Subdireccin de Tecnologa y Desarrollo Profesional de Pemex Exploracin y Produccin, integrando la Red de Expertos en Anlisis de Registros de Pozos y apoyando a los Activos de Exploracin y Produccin en la interpretacin de registros geofsicos de pozos claves exploratorios o de proyectos de estudio de campos.

2000 2006 Durante este perodo ha proporcionado asesoras a la Secretara de

Energa, a la Compaa Schlumberger, a la Compaa Mud Logging, a la compaa Nutech y a la Compaa Neuralog.

ACTIVIDAD DOCENTE

1972 - 2006 Profesor de asignatura de la facultad de ingeniera de la UNAM

impartiendo la materia de Geologa del Subsuelo (34 aos).

1976 1986 Imparti la materia de Geologa del Petrleo en la misma institucin.

1982 1988 Imparti la materia de Interpretacin de Registros Geofsicos de pozos en la Divisin de Postgrado de la facultad de ingeniera de la UNAM.

2000 2006 Nuevamente imparte la materia de interpretacin de Registros Geofsicos de pozos en la Divisin de Postgrado, as como la materia de Geologa de Explotacin a nivel de licenciatura.

2006 - En Febrero se incorpora en la carrera de Ingeniera Petrolera la materia de Petrofsica y Registros Geofsicos de Pozos como resultado de la insistencia del Ing, Martell y otros profesionistas y actualmente es el catedrtico de la materia.

1976 1980 Imparti la materia de geologa del Subsuelo en la Escuela Superior de Ingeniera y Arquitectura del IPN.

En varios aos Ha impartido la materia de registros geofsicos de pozos en la Facultad de Ingeniera de San Luis Potos y en el CICESE, en la primera con el enfoque a la bsqueda de agua y en la segunda a la



45

prospeccin geotrmica.

Ha sido director de ms de 25 tesis profesionales para estudiantes de Ingeniera Geolgica y ha participado como sinodal en ms de 30 exmenes profesionales en la Facultad de Ingeniera de la UNAM para obtener el ttulo de Ingeniero Gelogo, Ingeniero Geofsico e Ingeniero Petrolero. .

ESPECIALIDAD No se tiene un ttulo de especialidad o postgrado otorgado por alguna institucin de estudios superiores, sin embargo se ha desarrollado por alrededor de 34 aos trabajos de interpretacin de registros geofsicos de pozos, lo que le ha valido a ser reconocido como especialista en esta disciplina por PEMEX, IMP y la Universidad Nacional Autnoma de Mxico. De 1969 a 1971, rompi paradigmas en las recomendaciones de intervalos en areniscas cuyas evaluaciones de saturacin de agua fueran superiores al 50% en la Cuenca de Burgos, hoy se recomiendan intervalos a un con saturaciones de agua superiores al 60%, as como en areniscas de bajo contraste de resistividad en la Cuenca de Veracruz en la propuesta de intervalos en pozos del campo 20. Propuso la evaluacin de registros por mtodos computarizados, presentando la interpretacin de los registros del pozo Topo No. 1 de la Cuenca de Burgos en 1970, as como la determinacin de saturacin de agua irreducible y de movilidad de hidrocarburos con ejemplos de areniscas de la Cuenca de Burgos as como en grainstones oolticos de la Formacin San Andrs en el Campo Arenque en 1972. Durante 19701974 en los trabajos exploratorios del Golfo de Sabinas, implement un mtodo de interpretacin de registros para identificar los intervalos con posibilidad de produccin de gas en carbonatos fracturados. El mtodo del M-N plot o de litoporosidad fue adoptado para satisfacer las necesidades de trabajo, ante la situacin de no disponerse de un registro que midiera la alta resistividad de las formaciones del rea en cuestin, con este mtodo se definieron los intervalos productores de los campos onclava y Buena Suerte descubridores de esta nueva provincia. Sobre esta especialidad ha impartido no menos de cuarenta cursos en los diferentes centros de operacin petrolera, ha proporcionado asesora a la Comisin Federal de Electricidad en la interpretacin de Registros de Pozos Geotrmicos, a las compaas azufreras en la exploracin-explotacin de azufre en la Cuenca Salina del Istmo. Del ao 2000 a la fecha ha desarrollado labores de asesora a las compaas Nutech, Neuralog, Schlumberger y Halliburton.

LABOR GREMIAL

Miembro de la Asociacin Mexicana de Gelogos Petroleros desde 1968, desempeando los puestos de secretario, editor (durante 8 aos), organizador de eventos tcnicos, vicepresidente (1992 1994) y PRESIDENTE de la misma de (1994 1996). Miembro de la Sociedad Geolgica Mexicana desde 1969 en donde tambin desempe actividades de secretario, organizador de eventos tcnicos, integrante en los comits organizadores de los congresos desde 1970 a la fecha y PRESIDENTE de la misma (1992 1994).



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Miembro de la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico desde 1968 en donde ha colaborado en las comisiones legislativas y de estudios tcnicos en numerosas ocasiones. Miembro de la Asociacin Mexicana de Geofsicos de Exploracin desde 1978. Miembro del Colegio de Ingenieros Gelogos de Mxico desde 1980. Ha colaborado en las actividades de la Unin Mexicana de Asociaciones de Ingenieros (UMAI) desde 1980 hasta la fecha representando a la Asociacin Mexicana de Gelogos Petroleros. Miembro de la Society of Petrophysicists and Well Log Analysts (SPWLA) desde 1972 formando la delegacin de la misma en Mxico a partir de 1978 y organizando la 22. Convencin Internacional de Analistas de Registros en 1981 en Mxico, D. F. y la 47a en el 2006 en Veracruz, Ver. Desempeando el puesto de Presidente de la Delegacin Mxico de la SPWLA de 1978-1982, 2002-2004, 2006-2007. Adems es miembro de la American Association of Petroleum Geologist (AAPG), Society of Petroleum Engineers (SPE) y Society of Exploration Geophysicist (SEG)

ARTCULOS EN PUBLICACIONES NO ARBITRADAS Notas sobre registros computados, fundamentos e interpretacin.

A I P M Vol. IX No. 8 1969.

Evaluacin de formaciones en pozos petroleros exploratorios mediante registros geofsicos de pozos.

A I P M Vol. XVIII No. 12 1978.

Mtodos de evaluacin de formaciones en computadoras utilizado por PEMEX.

A I P M Vol. XXII No. 11 1982.

Los registros geofsicos de pozos en la minera. AIMMGM 1977 Acapulco. El desarrollo de los registros geofsicos en Mxico.

Canadian Well Society 1982.

La evaluacin de formaciones en Mxico. Society of Professional Well log

Analyst 1981.

RECONOCIMIENTOS

19 nov. 1998 Martillo de Plata otorgado por el Colegio de Ingenieros Gelogos de Mxico por su desarrollo profesional.

12 mar. 2004 La Asociacin Mexicana de Gelogos Petroleros, A. C., Delegacin Poza Rica, le otorg un reconocimiento por sus labores en apoyo a la exploracin petrolera de Mxico, con motivo del Centenario de la Perforacin del Primer Pozo Exploratorio en nuestro pas.

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Desarrollo de La Evaluacion Petrofisica en Mexico y Su Futuro