desarrollo de la evaluacion petrofisica en mexico y su futuro

M E X I C O

DDEESSAARRRROOLLLLOO DDEE LLAA EEVVAALLUUAACCIIÓÓNN PPEETTRROOFFÍÍSSIICCAA EENN MMÉÉXXIICCOO YY SSUU FFUUTTUURROO AA

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ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA

José Bernardo Martell Andrade Ingeniero Geólogo

México, D. F. a 3 de abril de 2008

El desarrollo de la Evaluación Petrofísica en México y su futuro a través de la UNAM.

Especialidad: Ingeniería Geológica

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CONTENIDO

Página

Resumen ejecutivo 3 1 Introducción 4 2 La evaluación de formaciones 5 3 Propiedades petrofísicas de las rocas 16 4 Evaluación de las propiedades petrográficas,

sedimentológicas y petrofísicas 21

5 Propuesta para la evaluación petrofísica en la UNAM 30 6 Conclusiones 32 7 Bibliografía 33

ANEXOS 35

I Listado de registros inducción y sónico, hoja de cálculo para método Rwa y Fr/Fs

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II Gráfica de interpretación de Rwa y Rma en formaciones consolidadas

37

III Gráfica de interpretación de Rwa en formaciones no consolidadas

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IV Identificación de zonas gasíferas con los registros Sónico-Densidad-Neutrón, pozo Topo 1

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V Interpretación de porosidad-saturación 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

Currículo Vitae 42



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RESUMEN EJECUTIVO Se presenta en forma breve el inicio de la geofísica de pozos en la industria petrolera mexicana, mencionando las actividades del análisis de registros que realizaban antes del año de 1965 por los departamentos de Ingeniería Petrolera y de Ingeniería de Yacimientos de Petróleos Mexicanos. Posteriormente se hace mención del paso del Análisis de Registros al de Evaluación de Formaciones efectuado en 1965-1974 por el personal de los departamentos de Geología del Subsuelo de la Gerencia de Exploración de PEMEX, enfatizando los diferentes modelos de interpretación propuestos por el autor de este trabajo en el Distrito Frontera Noreste (DFNE) de PEMEX. Se comentan cuales son las principales propiedades petrofísicas de las rocas almacenadoras y productoras de fluidos, como son la porosidad y permeabilidad, y los métodos con los cuales pueden ser determinadas dichas propiedades, a través de mediciones efectuadas en laboratorios o con información recuperada por los registros geofísicos de pozos. Sobre el primer medio de evaluación petrofísica se hace mención de las características técnicas que tienen los laboratorios del Instituto Mexicano del Petróleo y de la Región Norte en Poza Rica, Ver., y se comenta el tipo de estudios que pueden llevarse a cabo en las instalaciones de la Facultad de Ingeniería de la UNAM. Por lo que se refiere a la evaluación petrofísica por medio de la información de registros geofísicos de pozos se presenta un panorama de las actuales herramientas de adquisición que se encuentran en el campo y algunos de los modelos de interpretación que se pueden realizar con ellos. Finalmente se presenta un planteamiento para ofrecer en las aulas de la Facultad de Ingeniería de la UNAM un Diplomado o Especialidad en la Evaluación Petrofísica, el cual podría realizarse en un período de 6 a 8 meses, incluyendo el desarrollo de un pequeño laboratorio de petrografía y petrofísica que sería de gran beneficio al país y naturalmente a la institución. Los técnicos que cubrieran el programa diseñado por el grupo de catedráticos de la Facultad de Ingeniería de la UNAM, plasmarían en los educandos los conceptos necesarios para entender el comportamiento petrofísico en las rocas, lo cual beneficiaría en los trabajo de hidrogeología y de la industria petrolera nacional. Palabras clave: la evaluación petrofísica en México, Conceptos de petrofísica. Determinaciones petrofísicas en laboratorios. Evaluación petrofísica con registros. Diplomado de evaluación petrofísica en la UNAM.



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1. INTRODUCCIÓN. Es de todos conocido que el almacenamiento y producción de fluidos, tales como agua, hidrocarburos o energía geotérmica, se encuentra en cualquier tipo de roca, ya sean ígneas, metamórficas o sedimentarias, siempre y cuando desarrollen características físicas que permitan el almacenamiento y la movilidad de los fluidos a través de ellas, estas propiedades denominadas comúnmente como petrofísicas son principalmente la porosidad y la permeabilidad. De los tipos de rocas anteriormente mencionadas, son las sedimentarias, las que presentan comúnmente la mayor cantidad de acumulacines de agua e hidrocarburos, por lo tanto, es recomendable conocer las características de depósito de las mismas ya que en función de ello, el desarrollo de la porosidad y permeabilidad será más favorable dependiendo del ambiente en que se hayan formado. Por tal razón es necesario durante la perforación de los pozos en búsqueda de estos recursos, disponer de la información suficiente para conocer las características litológicas y petrofísicas de las mismas. Comúnmente para obtener los datos litológicos, se hace acopio de la información aportada por las muestras de canal o recortes que se obtienen durante la perforación de los pozos, o bién, del corte de núcleos de fondo y de pared con los cuales además de la información litológica se pueden realizar análisis petrofísicos. Sin embargo, hay otro medio por el cual se obtiene información suficiente para evaluar en forma indirecta datos petrofísicos y litológicos de la columna de rocas atravesadas durante la perforación y es a través de los llamados registros geofísicos de pozos. Ambos métodos de evaluación petrofísica son abordados en este trabajo, presentándose 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, proponiéndose para beneficio de los ingenieros que laboran en la exploración de energéticos o en búsqueda de agua y que requieren de información petrofísica, cursar un progama de capacitación que podría ser ofrecido en las aulas de la Facultad de Ingeniería 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 EVALUACIÓN DE FORMACIONES A principios del siglo pasado la perforación de los pozos en búsqueda de agua se realizaba a través de la técnica conocida como de pulseta o percusión (Figura 1), la que también era utilizada en la industria petrolera mundial y en la cual ya se iniciaba el empleo del método de la perforación rotatoria (Figura 2).

Figura 1 Figura 2

En ambos casos el control litológico durante el avance de la perforación era deficiente, siendo más acentuado en el primer método al efectuarse la recuperación de los recortes después de cierto intervalo de avance en la perforación, usando una cubeta la cual recuperaba los detritos mezclados del intervalo perforado.

Figura 3



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Con el método rotatorio, la calidad y la confiabilidad de la recuperación de los recortes (Figura 3) mejoró 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 observación del avance y control del tiempo de perforación es posible definir los contactos litológicos identificando los quiebres de velocidad (Figura 4).

Figura 4.

Aún con este avance tecnológico en la perforación, las descripciones litológicas, contactos formacionales o control paleontológico no ha dejado de tener un cierto grado de contaminación. El 5 de septiembre de 1927, hace acto de presencia el registro eléctrico, invención de Conrad Schlumberger, obteniéndose por primera vez en el pozo Diefenbach No. 2905 de la Compañía Pechelbronn S.A.S.M. (Figura 5), tecnología que permitió hacer definiciones de límites de capas, así como, correlación entre pozos, aplicaciones que a la fecha de hoy siguen siendo de actualidad.

Figura 5.

Estaba constituido únicamente por una curva de resistividad la cual era obtenida en estaciones de metro en metro, y aún con esta limitada información fue posible definir contactos entre litologías, proporcionando un apoyo invaluable a los geólogos para marcar cambios litológicos con mucho más precisión y con datos paleontológicos fue posible marcar cambios formacionales (Figura 6). R. Desbrandes definió un registro de pozo como “toda aquella presentación gráfica de una característica de las formaciones atravesadas por un pozo en función de la profundidad”.

Quiebre en la velocidad de

perforación

0 30 min./m



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Figura 6.

El éxito de esta tecnología ofreció una amplia visión de aplicaciones en la industria petrolera mundial, se tiene conocimiento que el registro eléctrico llegó entre 1929-1931 a Venezuela (pozo La Rosa No. 216), a Canadá y a México a través de las compañías Royal Dutch-Shell y British Petroleum antes de 1938, obteniéndose tres curvas de potencial natural y dos de resistividad. A partir del 18 de marzo de 1938, los equipos Schlumberger que estaban en el país fueron acondicionados y operados por técnicos mexicanos, siendo el primer pozo perforado por Petróleos 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 también se tomó su registro eléctrico con los equipos que habían quedado en territorio mexicano (Figura7).

Figura 7

Durante el periodo comprendido entre 1938 y 1943, la empresa Schlumberger ofreció a PEMEX ventas de equipo y refacciones para mantener en actividad aquellos pocos equipos existentes a través de su agencia en Panamá, sin embargo, el 25 de octubre de 1943, se firmó el contrato entre Petróleos Mexicanos y Schlumberger Surenco S. A. en el cual se acordó la operación, venta del equipo y la capacitación para operación del mismo. Fue el 20 de diciembre del mismo año, cuando la compañía mencionada corrió su primer registro eléctrico en el pozo Poza Rica No. 25 (Figura 8), con técnicos extranjeros y mexicanos; este registro se presentó con dos curvas de potencial natural y una de resistividad.



8

Figura 11.

Figura 8.

Es alrededor de 1945 cuando aparece el registro eléctrico con las curvas de potencial natural con dos y tres curvas de resistividad; se tienen ya claros los conceptos de efecto de invasión del filtrado de lodo, así como, las limitaciones de los arreglos de medición en su resolución vertical en capas de poco espesor o frente a estratificación de capas delgadas (Figura 9).

Figura 9.

Para esta época con los trabajos de Archie, entre otros, ya se tenían claros los conceptos de Rt para resistividad verdadera de la formación sin influencia del filtrado de lodo y de Ro para la resistividad de la formación considerando que está saturada totalmente por agua (Figura 10); así como, los de factor de formación, índice de resistividad y saturación de agua (Figura 11), sin embargo, las determinaciones de porosidad no pudieron realizarse con cierta confiabilidad hasta que no hizo su aparición el registro microeléctrico o micro registro como era comúnmente llamado, herramienta que se introduce en nuestro país en 1950.

Figura 10.

I RoRt

F RoRwa

mF

RtFxRwSw



9

Con la presencia de esta herramienta (Figura 12) con la cual era posible medir la resistividad en la zona de máxima influencia de filtrado, se determinaba un valor de porosidad después de llegar artificiosamente a un valor de Rxo (Figura 13) y cualitativamente a la conclusión de la presencia de permeabilidad, siempre y cuando la porosidad fuera mayor a 0.10, los llamados métodos de análisis de “Arenas Arcillosas” (Shaly Sands) para evaluación de cuerpos arenosos y de “Montañas Rocallosas” (Rocky Mountain) para rocas calcáreas, eran los métodos más utilizados en la interpretación de los registros eléctricos.

Figura 12 Figura 13 Los “Analistas de Registros” de esa época con esta limitada información, mas la del registro Radioactivo (Rayos Gamma-Neutrón) (Figura 14) que se operó a partir de 1954 en México, se obtenían los datos mínimos necesarios para considerar que intervalo tenía posibilidad de ser productor de hidrocarburos, tales como espesor, porosidad, saturación de agua, su complemento, saturación de hidrocarburos y volumen de arcillocidad (Figura 15); datos que son requeridos en el cálculo de reservas, contando, naturalmente con un plano estructural del yacimiento descubierto (Figura 16) y cualitativamente la presencia de permeabilidad.

Figura 14

e – espesor Ø – porosidad Sw – saturación de agua So – saturación de hidrocarburos So = 1-Sw

Figura 15.



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Figura 16

En el inicio de los años 60 se comienzan a utilizar en nuestro país los registros de Inducción (I–ES) con la sonda 6FF40 (Figura 17) y Sónico 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 métodos convencionales de interpretación comienzan a ser modificados, siendo los departamentos de Geología del Subsuelo de la Gerencia de Exploración de distintas zonas petroleras de México las que establecen los cambios y criterios en los métodos de interpretación basados principalmente en conceptos geológicos.

Figura 17 Figura 18 Los antiguos “Analistas de Registros” inician la “Evaluación de Formaciones” considerando que las rocas almacenadoras y potencialmente productoras de fluidos deben de reunir ciertas características físicas como son la porosidad y permeabilidad entre otras, las cuales dependen de sus características geológicas en su depósito.



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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 área que van del Paleoceno al Mioceno; hasta el año de 1965 era regla no recomendar intervalos con saturaciones de agua, superiores al 0.50 pues se consideraba que estos producirían agua; hoy se han considerado como potencialmente productores de hidrocarburos aún con saturaciones de agua entre 0.65-0.70.

Figura 19.

Con la llegada de los registros de Inducción y Sónico anteriormente mencionados, se comienza a utilizar en 1966 un método de interpretación conocido como el Rwa (Anexos 1, 2 y 3), así como, FR/FS, con estos métodos en la sección de Evaluación de Formaciones del Departamento de Geología del Subsuelo del DFNE en Reynosa se comenzaron a romper paradigmas sobre los límites de saturación de agua y que este depende del volumen de agua adherida a la pared de los poros los cuales son controlados por el tamaño y acomodo de los clásticos, consecuencia de los ambientes de depósito. Otro método también empleado para la evaluación de porosidad y saturación de agua en esa época por las secciones de Evaluación de Formaciones de Exploración, fue el denominado Porosidad vs Resistividad (Gráfico de Hingle) (Figuras 20 y 21), utilizando los registros de Inducción y Sónico de Porosidad; con este modelo de interpretación era posible determinar simultáneamente un valor bastante aproximado de la resistividad del agua de formación (Rw).

Figura 20 Figura 21



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En 1969 se comienzan a utilizar los registros de Densidad de Formación (Figura 22) y Neutrón Lateral de Porosidad (Figura 23), también conocido como Epitermal y que fue el antecesor del Neutrón Compensado de Porosidad; con estos dos registros y la información del Sónico de Porosidad, Microproximidad e Inducción, se efectuó 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 Formación Queen City (Anexos 4 y 5).

Figura 22 Figura 23 Otro ejemplo de interpretación continua efectuada manualmente se muestra en la evaluación de movilidad de hidrocarburos del pozo Arenque No. 22 efectuado en 1972 (Figura 24), en el cual en un intervalo del Jurásico San Andrés, en un grainstone oolítico con buena porosidad e impregnación de hidrocarburos, una sección, no resultó productora por presentar muy baja permeabilidad; la razón fue determinada en un análisis petrográfico en donde se concluyó que por un proceso diagenético tardío, la porosidad había quedado ocluida, no permitiendo la movilidad de los hidrocarburos.

Figura 24 En estos años 1965-1972 en PEMEX no se tenían equipos para digitalizar la información analógica de los registros geofísicos de pozos y para efectuar las evaluaciones antes

Sección 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 información digital procesarla en un centro de cómputo utilizando los algoritmos o las gráficas de interpretación publicadas por las diferentes compañías de registros. En los finales de los años 60 se intensificó la exploración en el Golfo de Mesozoico de Sabinas (Figura 25), dando por resultado el establecimiento de producción de gas en el inicio de los años 70 en el pozo Buena Suerte 2A, siendo muy oportuno mencionar que para esta provincia geológica, los objetivos de prospección petrolera son rocas del Cretácico y Jurásico, constituidas por calizas y dolomías de baja porosidad primaria, pero los intervalos que han resultado productores se ha observado que están fracturados.

Figura 25.

Para esta época 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 inducción, sin embargo, ante rocas de baja porosidad la resistividad es muy alta (superior a 200 ohm-m) (Figura 26), y ante esta situación el registro mencionado no mostraba lecturas confiables, sin embargo se logró una identificación de las zonas de interés utilizando un método conocido como M-N plot o de litoporosidad (Figura 27) utilizando la combinación de los registros Sónico, Densidad y Neutrón, que permitieron definir las zonas de fracturas y con gas (Anexo 6).

Figura 26 Figura 27

Gráfica M-N



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y

En donde:

El pozo Buena Suerte 2A no se manifestó en el intervalo productor durante su perforación (Figura 28), pero fue identificado con el modelo de interpretación mencionado y más tarde confirmado con el uso de un registro denominado Sónico de Densidad Variable (Figura 29).

Figura 28 Figura 29 Este método fue utilizado en el DFNE en la evaluación de formaciones de los pozos con objetivos mesozoicos y paleozoicos. La información integrada de los tres registros sónico, densidad y neutrón (Figura 30) permitieron en los departamentos de estudios sedimentarios la construcción de registros compuestos con los cuales además de definir los límites de capas, permitían incluir los cambios litológicos y de facies en la sedimentación, incorporando datos paleontológicos, de análisis petrográficos y sedimentológicos observados tanto en los recortes de perforación como en los núcleos.

Figura 30

En 1974 se inician las operaciones con el registro Doble Eléctrico 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 evaluación de las rocas carbonatadas tanto en la Región Norte como del Sur, en donde a partir de 1972 se habían descubierto los yacimientos mesozoicos de Chiapas-Tabasco. Es conveniente mencionar que en el año de 1970 el Instituto Mexicano del Petróleo diseñó un digitalizador de registros para convertir la información analógica de los registros en papel



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a información digital e inicia el desarrollo de varios modelos de interpretación tanto para formaciones clásticas como calcáreas que actualmente han seguido actualizando con la incorporación de la información de las nuevas herramientas que ofrecen las compañías de servicio de registros geofísicos de pozos.

Figura 31.

Con los grandes descubrimientos de hidrocarburos en la parte sureste y marina de nuestro país, se incrementa la operación de perforación de pozos y naturalmente la adquisición de registros geofísicos de los mismos, por tal razón las compañías que ofrecían 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 Petróleos Mexicanos, contar con los avances técnicos tanto de herramientas como de métodos de interpretación computarizada a los cuales se les obtiene el máximo beneficio si se considera la integración de datos geológicos principalmente de tipo petrográfico y sedimentológico.



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3. PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LAS ROCAS Es de todos conocido que en nuestro planeta Tierra, las rocas existentes han sido clasificadas como de origen ígneo, metamorfico y sedimentario y en cualquiera de ellas se pueden, bajo ciertas condiciones físicas almacenarse fluidos (agua, hidrocarburos, gases o energía geotérmica), siempre y cuando estén presentes en ellas las propiedades petrofísicas: porosidad y permeabilidad. Las rocas ígneas y metamórficas muy ocasionalmente contienen acumulaciones de petróleo o gas; en su mayoría están relacionados con rocas de origen sedimentario: clásticas o calcáreas. Rocas clásticas: Los sedimentos clásticos están principalmente constituidos de partículas de otras rocas o minerales pre-existentes. Por efecto de la meteorización, erosión y transporte, estas partículas se depositan con restos orgánicos en cuencas marinas en capas sucesivas. Estas rocas están conformadas por un conjunto de granos siliceos sostenidos por diferentes tipos de matriz calcárea o arcillosa (Figura 32); los espacios entre los granos constituyen el volumen poroso en el cual se almacenan los fluidos. Dentro de las rocas clásticas podemos considerar a los conglomerados, arenas y limos y arcillas.

Figura 32

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



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fracturas o microfracturas y espacios vacíos 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 características petrofísicas de las mismas para constituirse en rocas productoras de los fluidos que contiene entre otros, se debe considerar la porosidad, permeabilidad, saturación de fluidos, presión capilar, mojabilidad, etc. Sin embargo, son las tres primeros las que particularmente se abordarán en el resto de este trabajo ya que lleva como objetivo final la propuesta de un laboratorio que permita integrar los datos de petrofísica básica con los estudios petrográficos y sedimentológicos de las rocas en la Facultad de Ingeniería de la UNAM. La porosidad es la capacidad de las rocas para contener fluidos y es el resultado de la relación entre el volumen de espacios vacíos sobre el volumen total de la roca.

φ= Volumen Vacío / Volumen Total

puede ser expresada en términos de porcentaje (10 %) o en fracción decimal (0.10). Para nuestro propósito, vamos a considerar dos tipos de porosidades: Primaria y Secundaria. Porosidad Primaria. Es aquella porosidad formada por los espacios vacíos existentes originalmente entre los granos o cristales luego de que fueron depositados como sedimentos. Su valor varia en función del tamaño, uniformidad y distribución geométrica de las partículas, constituyendo el valor mas alto el arreglo de tipo cúbico con una porosidad del 47.6 % o un arreglo romboédrico que nos ofrece una porosidad de 25.96 % (Figura 34). En términos generales la porosidad primaria esta afectada principalmente por el empaquetamiento de los granos, clasificación, cementación, forma de los mismos y la compactación.

El desarrollo de la evaluación petrofísica en México y su futuro a través de la UNAM


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Figura 34.

Porosidad Secundaria. Es aquella porosidad creada como resultado de los procesos posteriores a su depositación original; como por ejemplo la disolución de calizas y dolomías por efecto de las aguas subterráneas, que originan vacíos o cavidades en estas rocas. El fracturamiento por efectos tectónicos y la dolomitización por reacciones químicas (Figura 35). En la mayoría 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 través de los espacios vacíos interconectados. La permeabilidad depende fundamentalmente de: tamaño y abertura de los poros, tamaño 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 presión diferencial de 1 atmósfera (Figura 36). En base a estudios de laboratorio, la permeabilidad puede ser expresada en los siguientes términos:

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 = sección del área (cm2) L = Longitud de la roca (cm) y ∆P = presión diferencial

(a) (b)

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

La saturación de fluidos de una roca es la relación del volumen del fluido dentro del volumen total poroso, está expresada como un porcentaje del volumen poroso. Por ejemplo una saturación de agua del 30%, significa que 30/100 del espacio poroso esta lleno con agua. El símbolo utilizado para la saturación 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 saturación total de fluidos (100%) se puede expresar como: 100% = So + Sg + Sw Donde: So = saturación de aceite (%) Sg = saturación de gas (%) Sw = saturación de agua (%) Figura 37



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Es conveniente considerar otros conceptos muy relacionados con el término de saturación de fluidos tales como la saturación de agua intersticial o connata, que debe considerar el contenido de agua original en el yacimiento, saturación de agua irreductible con la cual debemos de interpretar la cantidad de agua no móvil del yacimiento por adherencia a la pared del poro y saturación de hidrocarburos residuales, aceptándolo como el hidrocarburo no móvil en el yacimiento. Otros conceptos petrofísicos que son importantes en los yacimientos pero que no serán abordados en el complemento de este trabajo son: Presión capilar, definida como la diferencia de presión que se produce entre dos fases de fluidos inmiscibles en las gargantas porales y que genera contracción de los mismos ocupando la menor área 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 petróleo o del agua a lo largo de la historia de producción de un yacimiento. Ángulo medido a través de la fase mojante que conforma la interfase agua/aceite en contacto con la superficie sólida. Existe otro parámetro en la evaluación de formaciones o determinaciones petrofísicas, el cual fue introducido por Archie en 1947, este es el denominado Factor de Formación, mismo que puede considerarse que es la resistencia intrínseca de la roca al paso de la corriente eléctrica y propuso la expresión F=Ø-m, en donde m es el exponente cementación que varía según el grado de consolidación de las rocas; si estas no están bien consolidadas poseen valores próximos a 1.1 en tanto que en las muy consolidadas se logra alcanzar valores muy cercanos a 2.9. Más tarde en 1952 Winsauer et. al. introdujeron una constante a de tal manera que la ecuación original quedó como F=a Ø-m. Se ha establecido de manera experimental que la resistividad de una roca sin hidrocarburos y libre de arcilla conteniendo únicamente agua, es proporcional a la resistividad del agua con la cual está completamente saturada y la constante de proporcionalidad se define como factor de resistividad de la formación F=Ro/Rw. Esta expresión está íntimamente relacionada con la expresión anterior, por lo cual puede inferirse que el factor de formación está inversamente relacionado con la porosidad y es también una función de la estructura porosa y la distribución del tamaño de los poros.



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4. EVALUACIÓN DE LAS PROPIEDADES PETROGRÁFICAS-SEDIMENTOLÓGICAS Y PETROFÍSICAS Existen dos métodos para obtener los datos petrofísicos básicos anteriormente mencionados:

Porosidad, Permeabilidad, Contenido de fluidos;

uno de ellos es a través de las mediciones directas en los laboratorios y el otro a través los registros geofísicos de pozos. Actualmente las compañías que se dedican a la adquisición de registros han desarrollado una amplia variedad de los mismos para poder determinar los datos anotados, midiendo físicamente propiedades de las rocas, tales como, resistividad, radioactividad natural, densidad, índice de hidrógeno, etc., que nos permiten concluir la litología, porosidad y contenido de fluidos, que son los factores que controlan las respuestas de los registros. Estos registros son: Registros resistividad de investigación mediana y profunda, cuyo objetivo es obtener el valor de Rt.

Eléctrico Inducción Doble de Inducción Arreglo de Inducción Eléctrico Enfocado Doble Eléctrico Enfocado Eléctrico Enfocado Azimutal Arreglo de Eléctrico Enfocado de Alta resolución

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

Microeléctrico Micro enfocado Microproximidad Microenfocado esférico

Registros de índice de porosidad. Acústico

Sónico de Porosidad Compensado Sónico de Espaciamiento Largo Sónico Digital



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Sónico Dipolar Radioactivo

Densidad de Formación Litodensidad Rayos Gamma-Neutrón Neutrón Lateral de Porosidad Neutrón Compensado Espectroscopía de Rayos Gamma Naturales Espectroscopía de Captura de Elementos

Con estos registros es posible efectuar una evaluación 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 calibración 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 inducción; en la cuarta pista muestra la curva de delta Rho; la quinta pista, muestra los registros de índice de porosidad sónico, densidad y neutrón; la sexta pista, los valores de saturación de agua; en la séptima pista se grafican los volúmenes de fluidos en la porosidad y en la octava y última pista, el volumen litológico.

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 través del análisis de saturación de agua irreducible y la porosidad (Figura 39), basándose en el análisis de Wyllie y Rose, propuesto en 1950 como:

k = (CØ3/(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 Magnética Nuclear con el cual es posible determinar un valor de porosidad sin efecto litológico y un valor de saturación de agua irreducible, datos necesarios para un valor aproximado de permeabilidad (Figura 40).

Figura 40.



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La información de este registro permite la toma de decisiones para la propuesta de intervalos que pudieran tener altos valores de saturación de agua de formación, pero gran parte de esta resulta ser saturación de agua irreducible y por lo tanto no móvil dejando en claro cual sería el volumen de fluidos libres (agua e hidrocarburos), además en las versiones modernas puede ofrecer el tamaño de los poros de la roca almacenadora. Es muy común en la industria petrolera, en la cual se hacen grandes inversiones para recuperar información durante la perforación de los pozos, que se efectúe el corte de núcleos tanto de fondo como de pared, con los cuales se pueden hacer excelentes observaciones petrográficas-sedimentológicas y petrofísicas, sin embargo, estos no se hacen en forma contínua y solamente se realizan en forma selectiva. La información que se puede realizar con estos núcleos será tratado más 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 identificación de fracturas y es el llamado registro de imágenes de pared de pozo, el cual puede ser obtenido a partir de mediciones de resistividad o de ondas acústicas (Figuras 41 y 42).

Figura 41. Presencia de Fracturas Figura 42. Brecha El otro medio por el cual se obtiene información petrofísica es a través de los análisis efectuados en los laboratorios especializados, para tales estudios como los que se encuentran en Petróleos Mexicanos en Poza Rica, Ver. y en el Instituto Mexicano del Petróleo. En ellos se pueden realizar estudios de petrofísica básica como son la determinación de porosidad y permeabilidad, pero cuando se cuenta con el equipo apropiado y técnicos preparados es posible efectuar análisis de presión capilar, mojabilidad, imbibición, factor de formación, espectroscopia de Rayos Gamma Naturales, escaneo de la porosidad y Tomografía de Rayos X (Figura 43).



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Figura 43. Para realizar ese tipo de estudios es necesario contar con núcleos de fondo, los cuales son preparados para obtener los tapones o testigos a los que se les hacen los análisis (Figura 44) y posteriormente procesados en los equipos de medición como el poro-permeámetro, para obtener los valores de porosidad y permeabilidad, así como, de presión capilar (Figura 45).

Figura 44



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Figura 45

Para realizar estudios petrográficos y sedimentológicos es necesario preparar láminas delgadas, por lo cual se requieren cortadoras, pulidoras, para obtener el material apropiado para su estudio en el microscopio petrográfico (Figura 46). Este tipo de análisis puede ser realizado tanto en los departamentos de estudio sedimentario de las empresas anteriormente mencionadas, como, en la Facultad de Ingeniería de la UNAM. También pueden llevarse a cabo algunas de estas observaciones en las esquirlas o recortes de perforación utilizando microscopio estereoscópico.

Figura 46.



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Se han logrado desarrollar técnicas para la evaluación tanto cualitativa como aproximadamente cuantitativa de porosidad y permeabilidad, observando láminas delgadas con impregnación de resina, las cuales pueden ser realizadas en las instalaciones de esta institución educativa. Un método para la identificación de porosidad corresponde como se ha dicho, al análisis de láminas delgadas impregnadas. Para identificar la porosidad en las muestras, es necesario impregnar con azul de metileno las láminas delgadas o su caso con tinta fluorescente. Esta técnica consiste en cortar una tableta de roca, preparar la resina hepóxica combinándola con un catalizador y con azul de metileno o tinta fluorescente. La resina preparada se vacía a un pequeño envase de plástico, se sumerge la tableta de roca y se mete a una bomba de vacío. De esta forma, al exponerse nuevamente a la presión atmosférica 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 lámina delgada de la forma tradicional. Entonces es cuando al observar al microscopio petrográfico, la lámina presentará zonas fluorescentes o en azul si cuenta con porosidad, ayudando esto a cuantificarla de manera aproximada y a facilitar la identificación 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 relación al volumen total y la justificación para hablar de porosidad, es decir, de volumen a partir de un área, está basada en que si se toma una roca y se fabrican en forma paralela tantas láminas delgadas como sea posible, tendríamos con ellas una vista tridimensional de esta roca, con lo que, al obtener un promedio de las áreas obtenidas para la porosidad en cada lámina, tendríamos un valor bastante aproximado a la porosidad real. Cabe señalar que en esta forma de cálculo puede existir un margen de error, el resultado más aproximado al verdadero dependerá de la homogeneidad de la roca, para que esta pueda ser representada por un área tan pequeña como la observada a través de un microscopio, también debe tenerse un número considerable de muestras tomadas de la misma capa de la formación, estadísticamente es recomendable que el número de muestras sea igual o mayor a treinta. Para el cálculo de porosidad se utiliza una imagen digital de una lámina delgada impregnada. Empleando un software de diseño, se identifica el área total de la imagen (Figura 48) y a continuación se traza una curva cerrada sobre todas las zonas porosas encontradas (Figura 49). El programa calcula el área de las curvas trazadas y de esta manera, con una simple diferencia de áreas se puede calcular el porcentaje de área correspondiente en este caso a la porosidad de la roca.



28

Áreas de las curvas.

Figura 49. Nótese que los valores se manejan en unidades lineales y cuadradas. El resultado invariablemente es obtenido en porcentaje, así que no es necesario asignar unidades específicas de longitud o de área, ya sea en metros o bien, las unidades de las imágenes digitales, los pixeles.

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

Porosidad = 3.71 %

Otro método visual para poder determinar porosidad a través de recortes y núcleos es el propuesto por Sneider, 1984, con el cual se pueden llegar a clasificar numéricamente las propiedades petrofísicas (tamaño de grano, calsificación, grado de consolidación, contenido arcilloso, porosidad y cementos) y, estimar permeabilidad (k) y factor de cementación, metodología 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] Área 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 análisis petrofísicos obtenidos en laboratorio con los elaborados a través de la información de los registros geofísicos 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 adquisición, por lo que es recomendable tener conocimiento de las limitaciones de cada una de las herramientas en las diferentes condiciones de operación de las mismas y considerar hasta donde puede ser confiable la evaluación elaborada con ellos. Por otro lado, conviene recordar que las determinaciones petrofísicas obtenidas en núcleos son de tipo puntual y dependerán de la posición seleccionada del núcleo, por lo que es recomendable calibrar la información de núcleos con los registros que permitan incrementar la confiabilidad de los resultados de ambos. Antes de finalizar este capítulo debemos recordar que el desarrollo de la porosidad y permeabilidad de las rocas almacenadoras y productoras de fluidos depende del ambiente de depósito en donde se formaron éstas, y los procesos posteriores a los que hayan sido sometidos por lo que se considera necesario conocer a través de los estudios petrográficos y sedimentológicos efectuados en láminas delgadas obtenidos de los recortes de perforación o de los núcleos, observaciones como:

Tipo de litología Minerales principales y accesorios Cementante Textura Contenido fauinístico Ambiente de depósito Procesos diagenéticos, etc.

que nos proporcionarán criterios para entender el porqué de la presencia o ausencia de porosidad y permeabilidad en las rocas que se están estudiando.



30

5. PROPUESTA PARA LA EVALUACIÓN PETROFÍSICA EN LA UNAM Actualmente en la división de Postgrado de la Facultad de Ingeniería de la UNAM se dispone de un laboratorio de un laboratorio para evaluar porosidad y permeabilidad en núcleo completo, entendiéndose como tal, secciones de núcleo en tramos no mayores a 30 cm de longitud y en diámetros no mayores a 4 pulgadas, lo cual permite realizar estudios petrofísicos en rocas fracturadas. Además en las instalaciones de la Facultad de Ingeniería se cuenta con equipo para preparar láminas delgadas para estudios petrográficos: cortadora, pulidora, devastadora, bomba de vacío y microscopios tanto petrográficos como estereoscópicos y, naturalmente personal académico para capacitar a los técnicos en estudios sedimentarios. Tomando esta sencilla infraestructura de laboratorios, es posible organizar un programa de capacitación que puede ser preparado para un par de meses (8 semanas) hasta de 3 semestres, con el cual se podría ofrecer una especialización en esta disciplina. En dicho programa de capacitación se cubrirán principalmente los temas:

Petrología y Sedimentología Estratigrafía y Geología Estructural Petrofísica Registros Geofísicos de Pozos

Estos temas podrían ser complementados por otros más, dependiendo de que tanto se quisiera abarcar en las aplicaciones de los registros así como de profundizar en los modelos de interpretación. Se tendrían que realizar prácticas en los laboratorios de petrofísica de PEMEX o del Instituto Mexicano del Petróleo y, en las instalaciones de compañías de servicio, en donde se observarían operaciones de campo, características físicas de las herramientas y control de calidad. Además de los laboratorios disponibles en la Facultad de Ingeniería de la UNAM, se pueden considerar los laboratorios los laboratorios del Instituto de Geología, en donde se dispone de un microscopio electrónico de barrido, con el que podrían 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 paquetería para evaluación e interpretación de registros, se puede ofrecer cualquiera de los que dispone Petróleos Mexicianos, ya que las principales compañías de servicio de geofísica de pozos que operan en nuestro país, así como las que diseñan software para aplicaciones en las geociencias, han apoyado a la Facultad de Ingeniería proporcionando licencias para la preparación de los futuros ingenieros en estas áreas.



31

A continuación se presenta un listado de materias que podrían incluirse en el programa de capacitación mencionado, preparado por los ingenieros Ricardo Castrejón Pineda y José Bernardo Martell Andrade, el cual estaría sujeto a modificarse o adecuarse a las necesidades de las instituciones interesadas en este proyecto.

Este programa de capacitación de interpretación petrofísica, está dirigido a técnicos que laboren principalmente en la Dirección de PEMEX-Exploración-Producción de Petróleos Mexicanos, así como a los ingenieros que se dediquen a la exploración y explotación de agua y geotermia, teniendo como único requisito el haber cursado alguna de las licenciaturas de Ingeniería Geológica, Geofísica o Petrolera.

No.

NOMBRE

HRS. TEO.

HRS. PRA.

17 Estancia en Laboratorio de Petrofísica

40

18 Interpretación Avanzada de Registros Geofísicos

10 30

19 Registros Geofísicos en Estratigrafía de Secuencias

10 30

20 Softwares de Interpretación en UNIX

40

21 Anisotropía 40 22 Inversión de Registros

Geofísicos 10 30

23 Muestreadores y Probadores de Formación, Registros en Pozo Entubado

20 20

24 Registros de Producción 20 20 25 Pruebas de Producción 20 20 26 Geología Petrolera de México 30 10 27 Visita a Afloramientos 24 28 Sísmica de Pozo 20 20 29 Sísmica Petrofísica 20 20

30 Inversión Petrofísica 10 30 31 Caracterización de Yacimientos 10 30 32 Evaluación de Reservas 10 30

No.

NOMBRE

HRS. TEO.

HRS. PRA.

1 Sedimentología 30 10 2 Petrografía Sedimentaria 20 20 3 Registro de Detección de

Hidrocarburos 24

4 Propiedades Eléctricas, Magnéticas y Electromagnéticas de las Rocas

30 10

5 Propiedades Acústicas de las rocas

30 10

6 Propiedades Nucleares y Térmicas de las Rocas

30 10

7 Petrofísica Básica 20 20 8 Medio Ambiente de Medición 30 10 9 Principio de Medición de

Herramientas 30 10

10 Control de Calidad de Registros Geofísicos de Pozos

40

11 Interpretación Básica de Registros Geofísicos

40 40

12 Softwares de Interpretación en PC

40

13 Imágenes de Pozo, MWD y LWD 10 30 14 Sónico Dipolar y RMN 20 20 15 Petrofísica Avanzada 10 30 16 Física de Rocas (Geomecánica) 30 10



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6. CONCLUSIONES

En el desarrollo de este trabajo, se observa que la selección de intervalos en los pozos para obtener producción de agua o energéticos, dependerá del mejor conocimiento que se tenga de la litología, porosidad, permeabilidad y contenido de fluidos de las rocas atravesadas.

La existencia de estas propiedades conocidas como petrofísicas, son función

principalmete de la condiciones de origen o formación de las rocas, siendo las de tipo sedimentario las que están más asociadas al almacenamiento de fluido y por lo tanto, es conveniente conocer las condiciones de depósito de las mismas y los procesos posteriores a las que pudiera haber sido sometidas y esto se logra a través de los estudios sedimentarios.

Para lograr el conocimiento de estas propiedades, se puede hacer por dos medios; uno a través de los estudios de laboratorios en muestras de roca, principalmente de núcleos de fondo o de pared y otra, a través de la información recuperada con los registros geofísicos 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 país los más completos los que están disponibles en Petróleos Mexicanos y el Instituto Mexicano del Petróleo o, tan sencillos para realizar petrofísica básica y estudios sedimentarios como los disponibles en la Facultad de Ingeniería de la UNAM.

Los registros geofísicos de pozos se iniciaron en 1927 con el sencillo registro de resistividad, y con el cual fue posible definir límites de capas y utilizarse como una herramienta de correlación, sin embargo en la actualidad con la evolución de los mismos, es posible determinar: litología, porosidad, contenido de fluidos, condiciones estructurales y texturales de las rocas así como estimar la permeabilidad de las mismas.

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

explotación de energéticos y agua, la capacitación en la evaluación petrofísica por ambos métodos, tanto estudios de laboratorio, como de interpretación de registros y por tal motivo se propone implementar un programa de capacitación en el tema y desarrollarse en las aulas de la Facultad de Ingeniería de la UNAM



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Martell-Andrade Bernardo, 1969 Notas sobre registros computados, fundamentos e interpretación, A I P M Vol. IX No. 8

Martell-Andrade Bernardo, 1978

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

Martell-Andrade Bernardo, 1982 Métodos de evaluación 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 AÑOS.

FECHA DE NACIMIENTO: 07 DE AGOSTO DE 1943.

LUGAR DE NACIMIENTO: MEXICO, D.F.

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

TELEFONO PARTICULAR: 55-75-69-45

CORREO ELECTRONICO

[email protected]

ULTIMO PUESTO EN PEMEX-EXPLORACION PRODUCCION:

GERENTE DE DIAGNOSTICO Y ANÁLISIS DE RIESGO DE LA COORDINACIÓN EJECUTIVA DE ESTRATEGIAS EXPLORATORIAS

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

ESTUDIOS REALIZADOS: Cursó los estudios de Ingeniería en los dos primeros años (1961-1962) Facultad de Ingeniería de la Universidad Veracruzana y los tres últimos años, 1963-1964 y 1965 en la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional Autónoma de México, en la Carrera de Ing. Geológica. Se tituló el 14 de junio de 1969 como Ingeniero Geólogo presentando la tesis profesional titulada: “Estudio Geológico del Campo Petrolero Pascualito”.

EXPERIENCIA PROFESIONAL:

Ingresó a Petróleos Mexicanos en febrero de 1966 al llamado Distrito Frontera Noreste (DFNE) En Reynosa, Tamps. Hoy Conocido Como Activo Burgos en el Depto. de Geología de Subsuelo de las oficinas de Exploración. 1966 - 1967 Geólogo de subsuelo (atendiendo pozos exploratorios).



43

1968 - 1969. Jefe de Sección de Subsuelo (supervisando a geólogos de pozos). 1969 - 1970

En el Depto. De Evaluación de Formaciones del DFNE (evaluando las posibilidades de producción en pozos exploratorios con registros geofísicos).

1971 - 1972 En el Depto. de Nuevas Técnicas tanto en Reynosa como en México,

D.F. colaborando en el desarrollo de una base de datos de geología de subsuelo y diseñó un programa para computadoras para la interpretación de registros, elaborando el primer registro computarizado (sinergético) en PEMEX, en el pozo Topo No. 1 en una sección de siliciclásticos del Eoceno..

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

México, D. F. Desempeñando los siguientes puestos: 1972 – 1976 Coordinador de Geología de subsuelo DFNE. Supervisando todas las

actividades de pozos exploratorios en operación en las áreas de Baja California, Chihuahua, Coahuila, Nuevo León y Norte de Tamaulipas (Burgos).

Paralelamente se desarrollaron actividades de Evaluación de

Formaciones en el análisis de Registros Geofísicos de pozos exploratorios, que fueran considerados de particular interés para la Gerencia de Exploración a nivel nacional, estando presente en los pozos exploratorios mas importantes en el momento de la adquisición de registros.

1976 – 1982 Ayudante Técnico de la Subgerencia de Operaciones Geológicas a nivel

nacional (Subgerente Ing. Javier Meneses de Gyves). 1983 – 1984 Ayudante Técnico de la Gerencia de Exploración (Gerente Ing. Javier

Meneses de Gyves). 1985 – 1987 Ayudante Técnico de la Coordinación Ejecutiva de Exploración

(Coordinador Ing. José Santiago Acevedo). 1988 – 1991

Ayudante Técnico de la Subdirección de Producción Primaria (Subdirector Ing. Abundio Juárez Méndez).

Simultáneamente a las actividades inherentes al puesto se desarrollaron

trabajos de evaluación de registros de pozos exploratorios importantes, de asesoría en interpretación de registros a los Deptos. de Evaluación de Formaciones de los distintas Regiones Petroleras, se asistió en las delegaciones que desarrollaron trabajos en Guatemala, Costa Rica, Cuba, India y Argentina, apoyándolas en la interpretación de registros.

Además se impartieron innumerable cantidad de cursos de interpretación de registros geofísicos de pozos en diferentes centros de actividad de exploración y de producción a geólogos, geofísicos e ingenieros petroleros.

1992 – 1994 Subgerente de Planeación de Exploración, en este periodo se preparó el

plan estratégico de exploración de 1992 – 1996.



44

1994 – 1996 Subgerente de Geología de Yacimientos de la Subdirección de

Exploración. Durante esta gestión se desarrollaron por primera vez en Exploración, Estudios de Caracterización Inicial de Yacimientos, con el fin de proponer los pozos de delimitación en campos recién descubiertos, tales como Emu, Yum, Cuitláhuac, etc. Y se preparó un Manual de Normas y Procedimientos para la Caracterización Inicial de Yacimientos.

1996 – 1999 Gerente de Diagnóstico y Análisis de Riesgo de la Coordinación

Ejecutiva de Estrategias Exploratorias, en donde se evaluaron alrededor de 210 propuestas de localizaciones exploratorias y de delimitación, dando por resultado la aprobación de 120 nuevas localizaciones. Se participó en la elaboración del Plan Estratégico de Exploración 1996 – 2000, en donde se hace énfasis en el enfoque de la exploración en aguas territoriales del Golfo de México.

Mayo 1999 Se jubiló de Petróleos Mexicanos y a partir de esta fecha ha trabajado

como consultor de la Subdirección de Tecnología y Desarrollo Profesional de Pemex Exploración y Producción, integrando la Red de Expertos en Análisis de Registros de Pozos y apoyando a los Activos de Exploración y Producción en la interpretación de registros geofísicos de pozos claves exploratorios o de proyectos de estudio de campos.

2000 – 2006 Durante este período ha proporcionado asesorías a la Secretaría de

Energía, a la Compañía Schlumberger, a la Compañía Mud Logging, a la compañía Nutech y a la Compañía Neuralog.

ACTIVIDAD DOCENTE

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

impartiendo la materia de Geología del Subsuelo (34 años).

1976 – 1986 Impartió la materia de Geología del Petróleo en la misma institución.

1982 – 1988 Impartió la materia de Interpretación de Registros Geofísicos de pozos en la División de Postgrado de la facultad de ingeniería de la UNAM.

2000 – 2006 Nuevamente imparte la materia de interpretación de Registros Geofísicos de pozos en la División de Postgrado, así como la materia de Geología de Explotación a nivel de licenciatura.

2006 - En Febrero se incorpora en la carrera de Ingeniería Petrolera la materia de Petrofísica y Registros Geofísicos de Pozos como resultado de la insistencia del Ing, Martell y otros profesionistas y actualmente es el catedrático de la materia.

1976 – 1980 Impartió la materia de geología del Subsuelo en la Escuela Superior de Ingeniería y Arquitectura del IPN.

En varios años Ha impartido la materia de registros geofísicos de pozos en la Facultad de Ingeniería de San Luis Potosí y en el CICESE, en la primera con el enfoque a la búsqueda de agua y en la segunda a la



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prospección geotérmica.

Ha sido director de más de 25 tesis profesionales para estudiantes de Ingeniería Geológica y ha participado como sinodal en más de 30 exámenes profesionales en la Facultad de Ingeniería de la UNAM para obtener el título de Ingeniero Geólogo, Ingeniero Geofísico e Ingeniero Petrolero. .

ESPECIALIDAD No se tiene un título de especialidad o postgrado otorgado por alguna institución de estudios superiores, sin embargo se ha desarrollado por alrededor de 34 años trabajos de interpretación de registros geofísicos de pozos, lo que le ha valido a ser reconocido como especialista en esta disciplina por PEMEX, IMP y la Universidad Nacional Autónoma de México. De 1969 a 1971, rompió paradigmas en las recomendaciones de intervalos en areniscas cuyas evaluaciones de saturación de agua fueran superiores al 50% en la Cuenca de Burgos, hoy se recomiendan intervalos a un con saturaciones de agua superiores al 60%, así 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 evaluación de registros por métodos computarizados, presentando la interpretación de los registros del pozo Topo No. 1 de la Cuenca de Burgos en 1970, así como la determinación de saturación de agua irreducible y de movilidad de hidrocarburos con ejemplos de areniscas de la Cuenca de Burgos así como en grainstones oolíticos de la Formación San Andrés en el Campo Arenque en 1972. Durante 1970–1974 en los trabajos exploratorios del Golfo de Sabinas, implementó un método de interpretación de registros para identificar los intervalos con posibilidad de producción de gas en carbonatos fracturados. El método del “M-N plot o de litoporosidad” fue adoptado para satisfacer las necesidades de trabajo, ante la situación de no disponerse de un registro que midiera la alta resistividad de las formaciones del área en cuestión, con este método 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 operación petrolera, ha proporcionado asesoría a la Comisión Federal de Electricidad en la interpretación de Registros de Pozos Geotérmicos, a las compañías azufreras en la exploración-explotación de azufre en la Cuenca Salina del Istmo. Del año 2000 a la fecha ha desarrollado labores de asesoría a las compañías Nutech, Neuralog, Schlumberger y Halliburton.

LABOR GREMIAL

Miembro de la Asociación Mexicana de Geólogos Petroleros desde 1968, desempeñando los puestos de secretario, editor (durante 8 años), organizador de eventos técnicos, vicepresidente (1992 –1994) y PRESIDENTE de la misma de (1994 – 1996). Miembro de la Sociedad Geológica Mexicana desde 1969 en donde también desempeñó actividades de secretario, organizador de eventos técnicos, integrante en los comités organizadores de los congresos desde 1970 a la fecha y PRESIDENTE de la misma (1992 –1994).



46

Miembro de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México desde 1968 en donde ha colaborado en las comisiones legislativas y de estudios técnicos en numerosas ocasiones. Miembro de la Asociación Mexicana de Geofísicos de Exploración desde 1978. Miembro del Colegio de Ingenieros Geólogos de México desde 1980. Ha colaborado en las actividades de la Unión Mexicana de Asociaciones de Ingenieros (UMAI) desde 1980 hasta la fecha representando a la Asociación Mexicana de Geólogos Petroleros. Miembro de la Society of Petrophysicists and Well Log Analysts (SPWLA) desde 1972 formando la delegación de la misma en México a partir de 1978 y organizando la 22ª. Convención Internacional de Analistas de Registros en 1981 en México, D. F. y la 47a en el 2006 en Veracruz, Ver. Desempeñando el puesto de Presidente de la Delegación México de la SPWLA de 1978-1982, 2002-2004, 2006-2007. Además es miembro de la American Association of Petroleum Geologist (AAPG), Society of Petroleum Engineers (SPE) y Society of Exploration Geophysicist (SEG)

ARTÍCULOS EN PUBLICACIONES NO ARBITRADAS Notas sobre registros computados, fundamentos e interpretación.

A I P M Vol. IX No. 8 – 1969.

Evaluación de formaciones en pozos petroleros exploratorios mediante registros geofísicos de pozos.

A I P M Vol. XVIII No. 12 – 1978.

Métodos de evaluación de formaciones en computadoras utilizado por PEMEX.

A I P M Vol. XXII No. 11 – 1982.

Los registros geofísicos de pozos en la minera. AIMMGM – 1977 Acapulco. El desarrollo de los registros geofísicos en México.

Canadian Well Society 1982.

La evaluación de formaciones en México. Society of Professional Well log

Analyst 1981.

RECONOCIMIENTOS

19 nov. 1998 Martillo de Plata otorgado por el Colegio de Ingenieros Geólogos de México por su desarrollo profesional.

12 mar. 2004 La Asociación Mexicana de Geólogos Petroleros, A. C., Delegación Poza Rica, le otorgó un reconocimiento por sus labores en apoyo a la exploración petrolera de México, con motivo del Centenario de la Perforación del Primer Pozo Exploratorio en nuestro país.

desarrollo de la evaluacion petrofisica en mexico y su futuro

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