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MEXICO
DESARROLLO DE LA EVALUACIÓN
PETROFÍSICA EN MÉXICO Y SU FUTURO A
TRAVÉS DE LA UNAM
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
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,
21
sedimentológicas y petrofísicas
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 36
para método Rwa y Fr/Fs
II Gráfica de interpretación de Rwa y Rma en formaciones 37
consolidadas
III Gráfica de interpretación de Rwa en formaciones no
38
consolidadas
IV Identificación de zonas gasíferas con los registros Sónico- 39
Densidad-Neutrón, pozo Topo 1
V Interpretación de porosidad-saturación de agua de
40
hidrocarburos y movilidad de estos en el pozo Topo No. 1
VI Tabla de valores de determinaciones de M y N 41
Currículo Vitae 42
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El desarrollo de la Evaluación Petrofísica en México y su futuro a través de la UNAM.
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.
Especialidad: Ingeniería Geológica
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El desarrollo de la Evaluación Petrofísica en México y su futuro a través de la UNAM.
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.
Especialidad: Ingeniería Geológica
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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).
Especialidad: Ingeniería Geológica
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).
0 30 min./m
Especialidad: Ingeniería Geológica
Quiebre en la velocidad de
perforación
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”.
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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.
7

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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.
F Ro
Rw
F
I
Rt
Ro
Sw
a m
Figura 11.
FxRw
Rt
8

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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.
Especialidad: Ingeniería Geológica
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.
Especialidad: Ingeniería Geológica
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).
Especialidad: Ingeniería Geológica
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
Sección con mayor
movilidad de hidrocaburos
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
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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.
Especialidad: Ingeniería Geológica
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).
Gráfica M-N
Figura 26 Figura 27
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En donde:
Especialidad: Ingeniería Geológica
y
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.
Especialidad: Ingeniería Geológica
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.
Especialidad: Ingeniería Geológica
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.
Especialidad: Ingeniería Geológica
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.
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El desarrollo de la evaluación petrofísica en México y su futuro a través de la UNAM
Especialidad: Ingeniería Geológica
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 cm 2 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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El desarrollo de la evaluación petrofísica en México y su futuro a través de la UNAM
Donde:
Especialidad: Ingeniería Geológica
K = permeabilidad (k)
Q = flujo por unidad de tiempo (cm/s)
u = Viscosidad (cp)
A = sección del área (cm 2 )
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.
Especialidad: Ingeniería Geológica
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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.
Especialidad: Ingeniería Geológica
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
21

El desarrollo de la evaluación petrofísica en México y su futuro a través de la UNAM
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.
Especialidad: Ingeniería Geológica
Figura 38.
22

El desarrollo de la evaluación petrofísica en México y su futuro a través de la UNAM
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:
Especialidad: Ingeniería Geológica
k = (CØ 3 /(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.
23

El desarrollo de la evaluación petrofísica en México y su futuro a través de la UNAM
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).
Especialidad: Ingeniería Geológica
24

El desarrollo de la evaluación petrofísica en México y su futuro a través de la UNAM
Especialidad: Ingeniería Geológica
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
25

El desarrollo de la evaluación petrofísica en México y su futuro a través de la UNAM
Especialidad: Ingeniería Geológica
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.
26

El desarrollo de la evaluación petrofísica en México y su futuro a través de la UNAM
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).
Especialidad: Ingeniería Geológica
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.
27

El desarrollo de la evaluación petrofísica en México y su futuro a través de la UNAM
Especialidad: Ingeniería Geológica
Figura 48.
Figura 49.
Dimensiones de la
imagen:
720 x 540 [u]
Área total: 388800 [u 2 ]
A1 = 3995.8355 [u 2 ]
A2 = 3070.0172 [u 2 ]
A3 = 7361.5566 [u 2 ]
Suma = 14427.41 [u 2 ]
Áreas de las curvas.
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 [u 2 ]) es igual al 100%
Entonces la suma de las áreas trazadas (14427.41 [u 2 ]) 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.
28

El desarrollo de la evaluación petrofísica en México y su futuro a través de la UNAM
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.
Especialidad: Ingeniería Geológica
29

El desarrollo de la evaluación petrofísica en México y su futuro a través de la UNAM
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:
Especialidad: Ingeniería Geológica
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.
30

El desarrollo de la evaluación petrofísica en México y su futuro a través de la UNAM
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.
HRS. HRS.
No.
NOMBRE
TEO. 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
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.
Especialidad: Ingeniería Geológica
HRS. HRS.
No.
NOMBRE
TEO. 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
31

El desarrollo de la evaluación petrofísica en México y su futuro a través de la UNAM
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
Especialidad: Ingeniería Geológica
32

El desarrollo de la evaluación petrofísica en México y su futuro a través de la UNAM
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Especialidad: Ingeniería Geológica
34

El desarrollo de la evaluación petrofísica en México y su futuro a través de la UNAM
Especialidad: Ingeniería Geológica
ANEXOS
35

El desarrollo de la evaluación petrofísica en México y su futuro a través de la UNAM
Especialidad: Ingeniería Geológica
36

El desarrollo de la evaluación petrofísica en México y su futuro a través de la UNAM
Especialidad: Ingeniería Geológica
Anexo 1
Anexo 2
37

El desarrollo de la evaluación petrofísica en México y su futuro a través de la UNAM
Especialidad: Ingeniería Geológica
Anexo 3
38

El desarrollo de la evaluación petrofísica en México y su futuro a través de la UNAM
Especialidad: Ingeniería Geológica
Anexo 4
39

El desarrollo de la evaluación petrofísica en México y su futuro a través de la UNAM
Especialidad: Ingeniería Geológica
Anexo 5
40

El desarrollo de la evaluación petrofísica en México y su futuro a través de la UNAM
Especialidad: Ingeniería Geológica
Anexo 6
41

El desarrollo de la evaluación petrofísica en México y su futuro a través de la UNAM
Especialidad: Ingeniería Geológica
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
ULTIMO PUESTO EN PEMEX-
EXPLORACION PRODUCCION:
abmartell@hotmail.com
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).
42

El desarrollo de la evaluación petrofísica en México y su futuro a través de la UNAM
1968 - 1969. Jefe de Sección de Subsuelo (supervisando a geólogos de pozos).
1969 - 1970
Especialidad: Ingeniería Geológica
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.
43

El desarrollo de la evaluación petrofísica en México y su futuro a través de la UNAM
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.
Especialidad: Ingeniería Geológica
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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El desarrollo de la evaluación petrofísica en México y su futuro a través de la UNAM
Especialidad: Ingeniería Geológica
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).
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El desarrollo de la evaluación petrofísica en México y su futuro a través de la UNAM
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 47 a 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)
Especialidad: Ingeniería Geológica
ARTÍCULOS EN PUBLICACIONES NO ARBITRADAS
Notas sobre registros computados, fundamentos
e interpretación.
Evaluación de formaciones en pozos petroleros
exploratorios mediante registros geofísicos de
pozos.
Métodos de evaluación de formaciones en
computadoras utilizado por PEMEX.
A I P M Vol. IX No. 8 – 1969.
A I P M Vol. XVIII No. 12 –
1978.
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.
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