Caracterización de Yacimientos Petroleros

Caracterización de Yacimientos Petroleros Objetivo: Determinar características y propiedades de los yacimientos petroleros importantes y fundamentales para su explotación óptima.

Principales disciplinas de ingeniería que intervienen en la caracterización de yacimientos:
Petrolera
Geología
Geofísica
Química

Principales actividades generadoras de datos y fuentes de información para la caracterización de yacimientos

1. EXPLORACIÓN
 1.1 Trabajos geológicos
Superficiales
Subsuperficiales
1.2 Levantamientos sísmicos regionales
1.3 Perforación del pozo exploratorio
Historia de la perforación
Muestreo de roca
- Registros geofísicos del pozo
 - Pruebas de formación
1.4 Terminación del pozo descubridor
Historia de la terminación
 - Pruebas de producción
Muestreo de fluidos

2. DESARROLLO
2.1 Perforación y terminación de pozos
 Historias de perforación y terminación
 - Muestreos de roca
- Registros geofísicos de pozos
- Pruebas de formación
- Estimulaciones
Pruebas de variación de presión
2.2 Levantamientos sísmicos locales (detallados)

3.Producción
1 Primaria
Registros de producción
Pruebas de variación de presión
Reparación de pozos
Historias presión
producción por pozo y por yacimiento - Estudios de yacimientos (simulación, comportamiento, etc)
3.2 Post primaria
Acondicionamiento de pozos
Pruebas piloto
Historias presión
producción por pozo y por yacimiento - Levantamientos sísmicos locales (detallados) - Estudios de yacimientos (simulación, comportamiento, etc

Divisiones de la ingenieria petrolera

Durante la evolución de la ingeniería petrolera, se desarrollaron las siguientes áreas de especialización:
- Ingeniería de Perforación
- Ingeniería de Producción
- Ingeniería de Yacimientos
- Ingeniería Petrofísica

En cada especialización los ingenieros de otras disciplinas (mecánica, civil, eléctrica, geológica, química) entraron libremente, y su contribución fue significativa; sin embargo, esto dejó el único rol de la ingeniería petrolera para integrar todas las especializaciones en un sistema eficiente de perforación, producción y procesamiento del petróleo y el gas.

La Ingeniería de Perforación estuvo en entre las primeras aplicaciones de la tecnología en prácticas de campos petroleros. El ingeniero de perforación es responsable del diseño de las técnicas de penetración de la Tierra, la selección de cañerías y equipo de seguridad, y a menudo de la dirección de las operaciones. Estas funciones implican el conocimiento de la naturaleza de las rocas a ser perforadas, el estrés en estas rocas, y las técnicas disponibles para perforar y controlar los reservorios bajo tierra. Debido a que la perforación moderna implica organizar vastos conjuntos de maquinaria y materiales, invertir enormes fondos, y reconocer la seguridad y el bienestar del público en general, el ingeniero debe desarrollar las habilidades de supervisión, gerencia, y negociación.

El trabajo del Ingeniero de Producción comienza a partir de la completación del pozo (dirigiendo la selección de los intervalos de producción y haciendo arreglos a varios accesorios, controlando, y equipando). Luego su trabajo implica controlar y medir los fluidos producidos (petróleo, gas y agua), diseñar e instalar sistemas de recolección y almacenamiento, y entrega de productos puros (gas y petróleo) a las compañías de transporte. También se ocupa en temas tales como la prevención de la corrosión, comportamiento del pozo, y tratamientos en la formación para estimular la producción. Como en todas las ramas de la ingeniería petrolera, la ingeniería de producción no puede ver los problemas de procesos dentro del pozo o de superficie de manera aislada, pero debe encontrar las soluciones del sistema completo (yacimiento, pozo y superficie).

Los Ingeniería de Yacimientos tiene que ver con la física de la distribución del petróleo y gas y su flujo a través de las rocas porosas (Varias fuerzas hidrodinámicas, termodinámicas, gravitacionales y otras, están envueltas en el sistema roca-fluido). Son responsables de analizar el sistema roca-fluido, estableciendo eficientes patrones de drenaje de los pozos, predicciones del comportamiento del yacimiento de petróleo o gas, e introducir métodos para la máxima producción eficiente.
Para entender el sistema roca-fluido del yacimiento los Ingenieros de Perforación, Producción y Yacimientos necesitan la asistencia de un Ingeniero de petrofísica o evaluador de formaciones, quien provee herramientas y técnicas analíticas para determinar las características de la roca y de los fluidos. El Ingeniero Petrofísico mide las propiedades acústicas, radioactivas y eléctricas del sistema roca-fluido y toma muestras de rocas y fluidos del pozo para determinar la porosidad, permeabilidad.

Yacimiento

Yacimiento
*Un yacimiento petrolero es un  lugar en la corteza terrestre donde se han presentado eventos geológicos favorables, distribuidos en el tiempo y el espacio, que han propiciado la acumulación de hidrocarburos.   *Un yacimiento petrolero es una porción de trampa geológica que contiene hidrocarburos y se comporta como un sistema intercomunicado hidráulicamente. En la Figura 1.1 se ilustra un yacimiento en un anticlinal,  los fluidos del yacimiento se mueven hacia los pozos, por ejemplo, por expansión del sistema (roca- fluidos) al declinar la presión, por desplazamiento natural o artificial  (inyección de gas o agua) de fluidos, por drene gravitacional y/o capilaridad

Clasificación de los yacimientos
Los yacimientos de hidrocarburos se han agrupado, considerando diversos factores, de la siguiente manera:
 Convencionales y No convencionales
 Tipo de roca almacenadora
 Tipo de trampa
 Tipo de fluidos almacenados
 Tipo de empuje natural  predominante
Yacimientos Convencionales y No Convencionales
De acuerdo a los procesos de generación, migración y almacenamiento de hidrocarburos, la facilidad de explotación de los mismos, la porosidad y permeabilidad, así como el costo del proyecto y el empleo de tecnologías para su producción, los yacimientos se pueden clasificar como Convencionales y no Convencionales
  En el caso de yacimientos en aguas profundas, podrían encontrarse en ambas clasificaciones, ya que puede ser que los hidrocarburos hayan migrado de la roca generadora a  una roca almacenadora, que tengan buena porosidad y buena permeabilidad como en los yacimientos convencionales, pero por los altos costos de su extracción y la necesidad de emplear tecnologías para su recuperación, se consideraría como yacimiento no convencional. Para fines de esta tesis se encuentra dentro de yacimientos convencionales ya que cumple con dos de los tres parámetros mencionados anteriormente

REGISTROS ELÈCTRICOS

REGISTROS ELÈCTRICOS 

 Hace mas de medio siglo se introdujo el registro eléctrico de pozos en la industria petrolera. Desde entonces se han desarrollado y utilizado en forma general, muchos mas y mejores dispositivos de registros. A medida que la ciencia de los registros de pozos petroleros avanzaba, también lo hacia el arte de la interpretación de datos. Hoy en día el análisis de tallado de un conjunto de perfiles cuidadosamente elegidos, provee un método para derivar e inferir valores precisos para las saturaciones de hidrocarburos y de agua, porosidad, índice de permeabilidad y la litología del yacimiento.  

TIPOS DE REGISTROS 

Registros Resistivos e Inductivos 

Resistivos 
La resistividad de la formación es un parámetro clave para determinar la saturación de hidrocarburos. La electricidad puede pasar a través de una formación solo debido al agua conductiva que contenga dicha formación. Con muy pocas excepciones como el sulfuro metálico, la grafiíta y la roca seca que es un buen aislante. Las formaciones subterráneas tienen resistividades mesurables y finitas debido al agua dentro de sus poros o al agua intersticial absorbida por una arcilla. 
La resistividad de una formación depende de:  ¾ La resistividad del agua de formación. ¾ La cantidad de agua presente. ¾ Geometría estructural presente.    
Los registros de resistividad miden la diferencia de potencial causada por el paso de la corriente eléctrica a través de las rocas. Consiste en enviar corrientes a la formación a través de unos electrodos y medir los potenciales en otros. Entonces la resistividad de la roca puede determinarse ya que esta resulta proporcional a la diferencia de potencial. Las herramientas que se utilizan para medir las resistividades pueden ser de dos tipos según el dispositivo que utilicen, estos tipos son: 
¾ Dispositivo normal. ¾ Dispositivo lateral básico. 
Estos registros son aplicables, cuando: 
¾ Se utiliza un fluido de perforación salado. ¾ Si la formación presenta una resistividad de media a alta. ¾ Las capas son delgadas, excepto si estas son de resistividades muy altas. 

Inductivos 
Los perfiles de inducción fueron introducidos en el año de 1.946, para perfilar pozos perforados con lodos base aceite, transformándose en un método “standard” para este tipo de operaciones. Estos miden la conductividad (recíproca a la resistividad) de las formaciones mediante corrientes alternas inductivas. Dado que es un método de inducción se usan bobinas aisladas en ves de electrodos, esto para enviar energía a las formaciones. La ventaja de este perfil eléctrico se basa en su mayor habilidad para investigar capas delgadas, debido a su enfoque y a su radio de investigación.      
Registros Eléctricos 
Factores que afectan tanto a los registros resistivos como inductivos, son: ¾ Efecto pelicular (efecto skin). ¾ Factor geométrico. ¾ Efecto de invasión. ¾ Formaciones adyacentes. ¾ Fluidos de perforación y revoques.   
 Figura1: Secciòn de un registro de resistividad mostrando las arenas con posibles acumulaciones de hidrocarburos.

Registro de Potencial Espontáneo (SP) 

La curva SP es un registro de la diferencia entre el potencial eléctrico de un electrodo móvil en el pozo y el potencial eléctrico de un electrodo fijo en la superficie en función de la profundidad. Frente a las lutitas, la curva SP por lo general, define una línea mas o menos recta en el registro, que se llama línea base de lutitas, mientras que, frente a formaciones permeables, la curva muestra excursiones con respecto a la línea base de lutitas; en las capas gruesas estas excursiones (deflexiones) tienden a alcanzar una deflexión esencialmente constante. Definiendo así una línea de arena. Dicha deflexión puede ser hacia la izquierda (negativa) o la derecha (positiva), dependiendo principalmente de la salinidad de la formación y del filtrado de lodo. Las curvas del SP, no se pueden registrar en pozos con lodos de perforación no conductivos, ya que estos no proporcionan una continuidad eléctrica entre el electrodo del SP y la formación. Además si la resistividad del filtrado del lodo y del agua de formación son casi iguales, las deflexiones obtenidas serán muy pequeñas y la curva no será muy significativa. Estos registros permiten: 
¾ Establecer correlaciones geológicas de los estratos atravesados. ¾ Diferenciar las lutitas y las capas permeables, permitiendo a su ves saber sus espesores. ¾ Obtener cualitativamente el contenido de arcilla de las capas permeables.  
Factores que afectan a la curva SP: 
¾ Espesor y resistividad verdadera de la capa permeable. ¾ Resistividad de las capas adyacentes. ¾ Resistividad del fluido de perforación. ¾ Presencia de arcilla dentro de las capas permeables.

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

De manera general los fluidos están clasificados como gases y líquidos. Un fluido puede existir como gas, líquido, dependiendo de la presión y temperatura a la cual el fluido está sometido. Vapor es cualquier sustancia que existe en estado gaseoso durante condiciones normales o standard. En cuanto a hidrocarburo se refiere es conveniente pensar que gas y vapor son sinónimos. 
Un sistema de hidrocarburos puede ser homogéneo o heterogéneo. Un sistema homogéneo es aquel que tiene las mismas propiedades químicas y físicas a lo largo de su extensión, y un sistema heterogéneo es todo lo contrario, es decir, no mantiene las mismas propiedades químicas y físicas, y además está compuesto por partes, o por fases, diferenciándose entre ellas por sus propiedades. Una fase es homogénea y está separada del resto de las fases por distintos bordes. La dispersión de una fase respecto al sistema heterégoneo es inmaterial, es decir, no
necesariamente tiene que ser continua. Un sistema heterogéneo por ejemplo podría consistir de agua, hielo, y vapor de agua.  
Las siguientes definiciones son importantes para poder comprender las propiedades de los fluidos:
• Presión: Es la fuerza por unidad de área ejercida por las moléculas alrededor de los materiales
• Temperatura: Es una medida de la energía cinética de las moléculas
• Fase: Es cualquier parte homogénea de un sistema que físicamente distinta a las otras partes.
• Componente: La cantidad de elementos independientes que constituyen un sistema. Por ejemplo el gas natural, puede consistir de metano, etano, o cualquier otra combinación química, y cada uno de ellos son componentes.
• Propiedades Intensivas: Son aquellas propiedades independientes de la cantidad de materiales bajo consideración.
• Propiedades Extensivas: Son aquellas propiedades directamente proporcionales a la cantidad de materiales bajo consideración.
• Punto Crítico de un sistema de una sola fase: El más alto valor de presión y de temperatura a la cual dos fases de un fluido pueden coexistir.
• Punto Crítico de un sistema multifásico: Es el valor de presión y temperatura donde las propiedades intensivas del gas y del líquido son continuas e idénticas.
• Temperatura Crítica: Temperatura en el punto crítico.
• Presión Crítica: Presión en el punto crítico.
• Presión de Saturación: Presión a la cual el petróleo ha admitido todo el gas posible en solución.
• Punto de Burbujeo: Es el punto donde a una determinada presión y temperatura se forma la primera burbuja de gas del líquido en una región de dos fases.
• Punto de Rocío: Es el punto donde a una determinada presión y temperatura se forma líquido del gas en una región de dos fases.
• Región de Dos Fases: Es la región limitada por el punto de burbujeo y el punto de rocío.  
• Cricondentérmico: La más alta temperatura a la cual el líquido y el vapor pueden coexistir en equilibrio.
• Cricondenbárico: La mayor presión a la cual el líquido y el vapor pueden coexistir en equilibrio.
• Retrógrado: Cualquier región donde la condensación o vaporización ocurre de forma contraria al comportamiento normal.
• Condensación Retrograda: Cuando el líquido se condensa bien sea disminuyendo la presión a temperatura constante, o incrementando la temperatura a presión constante.

valores operativos de los registros de rayos gamma

registros de rayos gamma

  Registro de Rayos Gamma Naturales.

Todas las formaciones geológicas contienen cantidades variables de material radioactivo, cuya magnitud depende de sus características individuales. El registro de rayos gamma naturales es un registro de la  radioactividad de las rocas,  producto de la desintegración natural de las pequeñas cantidades de elementos radioactivos que contienen. Las lutitas normalmente contienen mayor cantidad de material radioactivo que las arenas, areniscas y calizas, por lo tanto,  una curva de rayos  gamma  naturales indicará la diferencia en radioactividad entre uno y otro tipo de roca.  Se puede entonces decir que es un registro de la litología de las formaciones atravesadas por un pozo, siendo su función principal substituir o complementar al registro del potencial espontaneo que también es un registro litológico. De hecho la curva de rayos gamma es muy similar a la curva de potencial espontáneo, con la cual es correcionable. Este registro se puede tomar simultáneamente con otros, ya sean también radioactivos a de resistividad, en agujeros abiertos, vacíos o llenos con lodos de cualquier tipo.   La radioactividad natural de las formaciones proviene de los siguientes tres elementos presentes en las rocas: uranio (U), torio (Th) y potasio (K).

                                                                                                                                                                                          

El decaimiento de estos elementos genera la emisión continua de rayos gamma naturales, los que pueden penetrar varias pulgadas de roca y también pueden ser medidos utilizando un detector adecuado dentro del pozo, generalmente un detector de centelleo (“Scintillation-Detector”), con una longitud de 20 a 30 cm. Este detector genera un pulso eléctrico por cada rayo gamma observado. El parámetro registrado es el número de pulsos por segundo registrados por el detector (figura 3.18). Este registro es muy útil para identificar zonas permeables debido a que los elemento radioactivos mencionados tienden a concentrarse en las lutitas o “shales” (impermeables), siendo muy poco frecuente encontrarlos en areniscas o carbonatos (permeables).  El registro de GR puede aplicarse para: 
 Detectar capas permeables   Determinar la arcillosidad de las capas

Evaluar minerales radioactivos   Definir los minerales radioactivos  Correlación con registros a pozo revestido   Correlación pozo a pozo 
Registro de Espectroscopía de Rayos Gamma. Este registro mide la cantidad de rayos gamma y su nivel de energía y permite determinar las concentraciones en la formación de los elementos Potasio, Torio y Uranio. La mayor parte de la radiación por rayos gamma en la Tierra, se origina por la desintegración de tres isótopos radiactivos: el Potasio 40 (K40) con una vida media de 1.3x109 años, el Uranio 238 (U238) con una vida media de 4.4x109 años, y el Torio 232 (Th232) con una vida media de 1.4x1010 años. El Potasio 40 se desintegra directamente en Argón 40 estable con una emisión de 1.46 MeV de rayos gamma. Sin embargo, el Uranio 238 y el Torio 232, se desintegran sucesivamente a través de una larga secuencia de distintos isótopos antes de llegar a isótopos estables de Plomo.


Como resultado, se emiten rayos gamma de muy diferente energías y se obtienen espectros de energía complejos, como lo muestra la figura 3.19. Los picos característicos en la serie del Torio a 2.62 MeV y en las series de Uranio a 1.76 MeV, se deben a la desintegración del Talio 208 y del Bismuto 214, respectivamente. 
Generalmente se supone que las formaciones están en equilibrio secular, es decir que los isótopos hijos se desintegran en la misma proporción en la que son producidos por los isótopos padres. Esto significa, que las proporciones relativas de elementos padres e hijos en una serie en particular, permanecen bastante constantes. Por lo tanto, al considerar la población de rayos gamma en una parte particular del espectro, es posible deducir la población en cualquier otro punto. De ésta manera se puede determinar la cantidad de isótopos padres. Una vez que se conoce la población de isótopos padres, también se puede encontrar la cantidad de isótopos no radiactivos. La proporción entre Potasio 40 y Potasio total en muy estable y constante en la Tierra, mientras que, a excepción del Torio son muy raros, por lo que se puede no tomarlos en cuenta. Las proporciones relativas de los isótopos de Uranio dependen en cierta forma del medio ambiente y también hay un cambio gradual debido a sus distintas vidas medias; en la actualidad la proporción de Uranio 238 a Uranio 235 es cerca de 137. El principio de medición de la herramienta NGS utiliza un detector de centelleo de ioduro de sodio, contenido en una caja sellada a presión que durante el registro se mantiene contra la pared del pozo por medio de un resorte inclinado. Los rayos gamma emitidos por la formación casi nunca alcanzan al detector directamente. Más bien, están dispersos y pierden energía por medio de tres interacciones posibles con la formación: efecto fotoeléctrico, dispersión de Compton, y producción de pares. Debido a estas interacciones y a la respuesta del detector de centelleo de ioduro de sodio los espectros originales mostrados en la figura 3.19 se convierten en los espectros más difusos que se observan en la misma. La parte de alta energía del espectro detectado se divide en tres ventanas de energía, W3, W4 y W5. Cada una cubre un pico característico de las tres series de
       
radiactividad.  Conociendo  la  respuesta  de  la  herramienta  y  el  número  de conteos en cada ventana, es posible determinar las cantidades de Torio 232,  Uranio 238 y Potasio 40 en la formación. Hay relativamente pocos conteos en la gamma de alta energía donde es mejor la discriminación máxima, por lo tanto, las mediciones están sujetas a grandes variaciones estadísticas, aun con bajas velocidades de registro.  

 
Al incluir una contribución de energía con alta velocidad de conteo de la parte baja del espectro (ventanas W1 y W2), pueden reducirse estas grandes variaciones estadísticas en las ventanas de alta energía por un factor de 1.5 a 2. Las estadísticas se reducen aún más por otro factor de 1.5 a 2, utilizando una técnica de filtrado que compara los conteos a una profundidad particular con los valores anteriores, de tal manera que los cambios irrelevantes se eliminen y al mismo tiempo se retengan los efectos de los cambios en la formación. La figura 3.20 muestra la curva del registro de espectroscopía de rayos gama natural. 

Registros o Perfiles de Pozo

 Registros o Perfiles de Pozo 
De acuerdo con Landa (2004), los registros o perfiles de pozo son una herramienta muy poderosa en el área de las ciencias de la tierra, pues proporcionan información “in situ” del subsuelo, de manera indirecta. 
 El registro de pozo es un conjunto de datos que contiene la información de una o varias propiedades físicas medidas a lo largo de un pozo. Típicamente se representa la propiedad medida en el eje horizontal en función de la profundidad representada en el eje vertical. En la figura 2.1, se muestra el esquema de un perfil de pozo.             
De forma general, los perfiles de pozo pueden clasificarse de acuerdo a la propiedad medida en registros eléctricos, acústicos, nucleares y electromagnéticos. Entre los registros o perfiles más comunes están: 

Perfil de Potencial Espontáneo: 
Llamado comúnmente “SP” (Spontaneous Potential) por sus siglas en inglés, fue descubierto accidentalmente en los principios del perfilaje eléctrico, cuando se notó la presencia de un pequeño potencial natural que variaba punto a punto (Landa, 2004).  
La curva de potencial espontáneo (SP) es un registro de la diferencia de potencial de un electrodo móvil en el pozo y un potencial fijo en un electrodo de superficie, en función de la profundidad (Schlumberger, 1975). 
La corriente espontánea se genera debido a que las formaciones contienen agua, la cual porta componentes salinos, y en la cual se genera movimiento entre los iones que conforman estas sales, por lo que se genera entonces la corriente eléctrica. La técnica utilizada calculando estas corrientes eléctricas es llamada Registro de Potencial Espontáneo “SP”. Los nombres  más comunes utilizados para este tipo de registros son: SP (Potencial Espontáneo), y SSP (Potencial Espontáneo Estático). 

Registros Eléctricos: 
Introducidos en la primera mitad del siglo XX, por los hermanos Schlumberger, también llamados perfiles convencionales de resistividad, se basan en la dependencia de la resistividad (y por tanto, la conductividad) de una formación con la geometría estructural de los poros; la cantidad de fluido presente y la resistividad de agua de formación (Landa, 2004). En otras palabras, es una técnica que mide la resistividad de cada uno de los estratos, es decir, la resistencia que opone un material

al paso de la corriente eléctrica a lo largo de toda la formación. Los registros eléctricos son de mucha utilidad porque permiten identificar el tipo de material en función de su resistividad característica (Falla, 2005).  
Los nombres  más comunes utilizados para este tipo de registros son: RD (Resistividad Profunda), RS (Resistividad Somera), RM (Resistividad Media), ASN (Normal Corta Amplificada), LLD (Resistividad Lateral Profunda del Registro o del Laterolog), RLL8 (Resistividad Lateral somera del Registro –Laterolog- o Laterolog 8), LN (Resistividad Normal Larga), SN16 (Resistividad Normal Corta), RFOC (Enfoque Real Calibrado), FR (Resistividad Enfocada), , LLS (Resistividad Lateral somera del Registro o Laterolog), SFL (Resistividad Esféricamente Enfocada), SN (Resistividad Normal Corta), ACCU (Nivel del Flujo de Retorno del Lodo (sensor acústico)), RES (Resistividad). 

Registros de Micro-Resistividad: 
Según Schlumberger (1975), los dispositivos micro-resistivos permiten medir la resistividad de la zona lavada (zona muy cerca de la pared del pozo, donde toda el agua de formación y parte de los hidrocarburos, si es que están presentes, es desplazada por el filtrado del lodo), y delimitar las capas permeables mediante la detección del revoque (costra, capa, cubierta) del lodo. El micro-perfil hace una delineación muy precisa de estratos permeables en cualquier tipo de formación. Los aparatos micro-resistivos dan un valor aceptable de resistividad de la zona lavada en una gama mayor de condiciones. 
Los nombres  más comunes utilizados para este tipo de registros son: MINV (Micro Resistividad Inversa), MLL (Micro Resistividad del Registro Lateral), MNOR (Micro Resistividad Normal), y MSFL (Micro Resistividad Esféricamente Enfocada).  
 
Registros de Inducción: 
Siguiendo varias definiciones de los perfiles de inducción y de acuerdo con  Dresser Atlas (1974), éstos han probado ser el mejor medio para obtener las resistividades de las formaciones atravesadas por un pozo que contiene lodo a base de aceite. La herramienta de inducción está diseñada para registrar las conductividades profundas dentro de la formación, disminuyendo los efectos de la zona invadida (zona lavada), al mismo tiempo que mantiene una buena definición de las capas. Los nombres  más comunes utilizados para este tipo de registros son: ILD (Resistividad de Inducción Profunda), ILM (Resistividad de Inducción Media). 

Perfil de Rayos Gamma: 
Desarrollado en 1935 y colocado en el mercado en 1940, fue la primera herramienta capaz de medir características de las formaciones con presencia de las tuberías. Indica la radioactividad natural de las formaciones, cuya intensidad depende de las concentraciones de U (Uranio), Torio (Th) y el isótopo K40 (Potasio 40). Estos emiten continuamente emisiones gamma, que son emisiones de alta energía, durante su decaimiento a otros isótopos o elementos estables (Landa, 2004). Los nombres  más comunes utilizados para este tipo de registros son: GR (Rayos Gamma), que mide únicamente la radioactividad total. 

Registro Sónico: 
El perfil Sónico es un registro de la profundidad contra
∆ t, el tiempo  requerido por una onda sónica compresional para recorrer un pie de formación. Conocido también como “tiempo de tránsito”,
∆ t es el valor recíproco de la velocidad de una onda compresional de sonido. El tiempo de tránsito en una formación dada depende de su litología y su porosidad (Schlumberger, 1975).   
Los nombres  más comunes utilizados para este tipo de registros son: DTE (Delta-T, Sónico, o Tiempo de Transito del Intervalo Estándar), DT (Delta-T, Sónico, o Tiempo de Transito del Intervalo), y AC (Serie de Conductividad Lateral del Registro o Laterolog).  

Registro de Densidad: 
Introducido a mediados del siglo XX, mide la densidad total de la formación (incluyendo el fluido presente en el espacio poral) enviando un haz de rayos gamma de 662 Kev de energía y registrando la intensidad de la radiación gamma en los detectores. La intensidad recibida es una función exponencial de la densidad del medio, por lo que a mayor densidad, mayor intensidad recibida (Landa, 2004). El nombre  más común utilizado para este tipo de registro es RHOB (Volumen de Densidad). 

Registro de Neutrón: 
Presentado a principios de la década de los cuarenta, posee generalmente una pequeña profundidad de investigación (entre 15 y 25 cm.). Mide la reacción de los neutrones emitidos con los átomos de la formación y los fluidos asociados (Landa, 2004).  
Los valores de porosidad de neutrón varían según la litología. En lutitas son bastante dispersos, ya que oscilan entre 25% y 75%, sin embargo, generalmente se ubican entre un 40% y 50%. En carbón se detectan valores altos, cercanos al 50%; en areniscas, se encuentran mediciones entre un 0% y 30%  (Landa, 2004). Los nombres  más comunes utilizados para este tipo de registros son: CNL (Registro de Neutrón Compensado), SNL (Registro de Neutrón Suavizado Cerca del Detector sólo de Porosidad), NPHI (Porosidad de Neutrón Termal). 
  
Interpretación de Registros 
Los Registros de Pozo se utilizan en la exploración y en la caracterización de yacimientos de hidrocarburos para obtener una mayor información de los parámetros físicos y geológicos del pozo. En cuanto a parámetros físicos, comprenden el estudio cuantitativo de las propiedades de la roca y los fluidos presentes en la misma, además de la mineralogía de las potenciales rocas reservorio.  
A su vez, los registros de pozo sirven para la interpretación geológica, donde se procede a identificar pozo a pozo unidades de roca del subsuelo con características geológicas similares. 

Correlación de Registros entre Pozos 
De acuerdo a lo propuesto por Alzate, Branch, Suárez y Vega (2006), la correlación de registros entre pozos pretende determinar la extensión lateral de las formaciones de interés y la relación espacial entre éstas a lo largo y ancho del yacimiento, a partir del reconocimiento de patrones en los diferentes perfiles registrados para zonas específicas de la sección de estudio. 
Para llevar a cabo esta tarea, los geólogos primero identifican en la sección registrada de la columna estratigráfica, patrones característicos también conocidos como marcadores, que son de fácil identificación en los registros de pozo y luego buscan su correspondencia entre los diferentes pozos del yacimiento a través del cotejo de los patrones identificados (Alzate “et al.”, 2006).  
Mediante el uso efectivo de las técnicas de correlación de perfiles de pozo pueden detectarse fenómenos geológicos tales como secuencias faltantes debidas a una falla, a erosión, a una discordancia, secciones condensadas, entre otros.