Hay pozos que se pueden perforar casi a ciegas, y hay pozos donde hacerlo sale carísimo. Piensa en una arena de unos cuantos metros de espesor, con una capa que no queremos tocar arriba y otra abajo, y una trayectoria horizontal que tiene que recorrerla cientos de metros sin salirse. Con la barrena cortando a cuatro mil y tantos metros, ya no alcanza con saber "más o menos dónde estamos". Necesitamos ver la roca en el momento en que se perfora, no después de sacar la sarta. Para eso existen los registros LWD.
¿Qué es un registro LWD y en qué se diferencia de lo que ya conocemos?
LWD significa logging while drilling: registros durante la perforación. La idea es sencilla. En lugar de esperar a que el pozo esté perforado para bajar una herramienta con cable, los sensores van dentro de la propia sarta, en lastrabarrenas especiales justo arriba de la barrena. Miden mientras el pozo avanza y mandan lo más importante a superficie casi en tiempo real.
Se confunde mucho con el MWD (measurement while drilling). En el día a día las dos herramientas viajan juntas, comparten telemetría y hasta atienden el mismo equipo en la unidad. La diferencia práctica es la pregunta que responde cada una:
- MWD: ¿dónde estoy? Inclinación, azimut, orientación de la herramienta, vibración. Es lo que necesita el direccional para saber si el pozo va por la trayectoria.
- LWD: ¿qué estoy atravesando? Propiedades de la roca y de los fluidos: radiactividad natural, resistividad, densidad, porosidad.
En campo esa frontera se ha ido difuminando: hoy muchas herramientas miden de las dos familias y, en las conversaciones del piso, "el MWD" suele incluir todo lo que viaja en la sarta. Lo importante es saber qué dato responde qué pregunta.
Tampoco es una idea reciente. Lo que frenó su llegada no fueron los sensores, sino cómo sacar la información del fondo con tubería roscada: la respuesta fue transmitir pulsos de presión a través del lodo. Cuando el MWD direccional maduró, entre los años setenta y ochenta, el LWD tuvo por fin cómo comercializarse.
Qué va en la sarta, y por qué importa a qué distancia de la barrena
Los módulos LWD son lastrabarrenas con sensores adentro, y se arman entre la barrena (o el motor y el rotatorio dirigible) y la tubería pesada. Cada uno guarda su propia memoria y comparte un canal para mandar datos a superficie.
Hay un detalle que se olvida cuando uno está frente a la pantalla: los sensores no están en la barrena, están detrás de ella. Lo que ves en la curva ya quedó atrás por una cierta distancia. En un pozo vertical con ROP baja casi no se nota; en un pozo horizontal, esos metros son la diferencia entre "estoy entrando a la arena" y "ya salí por arriba y apenas me enteré". Por eso existen los sensores cercanos a la barrena, en collares cortos integrados al motor o al rotatorio dirigible, que dan lecturas de gamma y resistividad mucho más cerca del frente de corte.
Cuánto vale ese desfase depende de la herramienta y del arreglo. Tenerlo anotado en el diagrama del BHA y usarlo al interpretar es de esos hábitos pequeños que evitan decisiones tomadas con información vieja.
Qué registra: las mediciones que más vas a ver
| Medición | Qué mide | Qué nos dice |
|---|---|---|
| Rayos gamma (GR) | La radiactividad natural de la roca | Lutita frente a arena limpia o carbonato. Marca topes y límites de capa. |
| Resistividad | Cuánto se opone la formación al paso de ondas electromagnéticas | Fluidos: aceite y gas son resistivos, el agua salada es conductiva. Con varias profundidades de investigación, la invasión; con curvas azimutales, hacia dónde está el límite de capa. |
| Densidad | Densidad aparente de la formación (fuente de cesio-137 y detectores) | Porosidad. Junto con el neutrón, litología y gas. El factor fotoeléctrico ayuda a separar arenisca (≈ 1.8) de caliza (≈ 5.1) y dolomía (≈ 3.1). |
| Neutrón | Índice de hidrógeno (fuente de americio-berilio) | Porosidad llena de líquido. Con la densidad, detección de gas. |
| Sónico | Tiempo de tránsito de ondas compresionales y de corte | Porosidad, propiedades mecánicas y señales de sobrepresión. |
| Imágenes y calibrador | Imagen resistiva o ultrasónica de la pared y diámetro del pozo | Fracturas, buzamientos, derrumbes y lavados. |
| Presión anular (PWD) | Presión y temperatura en el espacio anular | ECD real, pérdidas y brotes. |
También existe la resonancia magnética nuclear en herramientas LWD, pero eso ya es otra conversación.
Cómo se interpreta: una curva sola es una opinión
La regla que más me ha servido es esta: una curva sola es una opinión; tres curvas que cuentan la misma historia son una conclusión. Un registro se lee en conjunto y casi siempre en este orden:
- Empieza por el gamma. Define qué es lutita y qué es roca limpia. Cada campo tiene su propia línea base de lutita, y conviene fijarla con los pozos vecinos.
- En las zonas limpias, mira la resistividad. Baja significa, normalmente, agua salada. Alta puede ser hidrocarburo.
- Densidad y neutrón juntos. Dan la porosidad. Si las dos curvas se separan formando el famoso "cruce", estamos frente a gas.
- Cruza todo con lo que ya sabes: pozos de correlación, sísmica, descripción de recortes y el modelo geológico.
Un par de cuentas que vale la pena tener a la mano. La porosidad a partir de la densidad:
$$\phi_D = \frac{\rho_{ma} - \rho_b}{\rho_{ma} - \rho_f}$$
Con una arenisca (ρma = 2.65 g/cm³), un fluido de 1.0 g/cm³ y una densidad leída de 2.35 g/cm³, la porosidad es de 18 %. Y con Archie, para estimar la saturación de agua:
$$S_w = \sqrt[n]{\frac{a \cdot R_w}{\phi^{m} \cdot R_t}}$$
Con Rw = 0.05 Ω·m, Rt = 20 Ω·m, a = 1, m = n = 2 y el 18 % de porosidad, sale una Sw de alrededor de 28 %: una arena con alrededor de 72 % de hidrocarburo en los poros. Es un ejemplo para entender la mecánica; los parámetros reales salen del campo.
Resistividad alta no siempre quiere decir hidrocarburo. Una anhidrita, una caliza compacta o una zona cementada también son muy resistivas. Por eso el gamma y la densidad no son opcionales: ayudan a distinguir una arena con aceite de una roca que simplemente no tiene fluidos.
De la barrena a la pantalla: tiempo real y memoria
Aquí viene un punto que cambia cómo se planea un pozo. A superficie no llega todo lo que el sensor mide. Con telemetría por pulsos de lodo, que es la más usada, se habla de entre 0.5 y 12 bits por segundo según el ruido y la densidad del lodo; la telemetría electromagnética maneja de 1 a 50 bps en formaciones resistivas, y la tubería cableada llega a niveles de megabits. Con ese ancho de banda no se mandan las imágenes completas: se manda una selección de curvas. El resto se guarda en memoria con la resolución completa y se descarga hasta que la herramienta sale a superficie.
En la práctica eso significa que la lista de curvas en tiempo real se decide antes de arrancar la sección, con el geólogo y el direccional en la misma mesa, y no a mitad de la perforación cuando alguien pide una curva que no se está transmitiendo.
Qué nos dice mientras perforamos
Dónde estamos en la columna. Marcar el tope de la formación objetivo y decidir con datos cuándo detener el pozo o asentar la tubería de revestimiento, en lugar de adivinarlo con la profundidad programada.
Si seguimos dentro del yacimiento. Esta es la geonavegación: comparar las curvas en tiempo real contra el modelo geológico para corregir la trayectoria. Con resistividad azimutal se puede ver si el límite de capa está arriba, abajo o a un lado, y empujar la trayectoria en la dirección correcta antes de salir de la zona.
Qué presión estamos viendo. Con los sensores de presión anular se sigue el ECD real, no el calculado, y se detecta si el pozo empieza a perder o a ganar. Es la otra mitad de lo que platicamos en El silencio del retorno: el pozo avisa, y aquí avisa con números.
Cómo está el agujero. El calibrador y las imágenes enseñan derrumbes y lavados antes de que se conviertan en un problema de limpieza o de cementación.
Qué nos podemos ahorrar. En un pozo muy inclinado, bajar registros con cable es difícil y a veces solo se logra conduciéndolos con tubería. Evitarlo puede ahorrar horas de equipo: algunas estimaciones de la industria hablan de entre 12 y 48 horas por pozo, según el caso.
Un caso de casa: Balam, en la Sonda de Campeche
Para ver todo esto junto, nada mejor que un pozo mexicano. El ingeniero Carlos Alexis Reyes Santiago, de Pemex, documentó el seguimiento geológico de un pozo horizontal en el campo Balam, a 95 km al noreste de Ciudad del Carmen, en aguas someras, con un tirante promedio de 55 metros. El yacimiento objetivo es una arena del Jurásico Superior Oxfordiano, dividida en unidades litológicas y confinada arriba y abajo por anhidrita. Con la información de los pozos verticales vecinos se definió que la mejor zona eran las unidades 2 y 3. La terminación sería en agujero descubierto de 6" y el plan contemplaba una sección expuesta de 500 metros a 89° de inclinación.
El primer problema apareció a 4,595 m desarrollados (4,354 m verticales): la herramienta direccional no estaba construyendo ángulo como se esperaba. El plan pedía 4.76°/30 m y solo se obtenían alrededor de 1.5°/30 m. Si eso continuaba, el pozo iba a llegar a la zona objetivo más profundo de lo previsto, o simplemente no iba a poder ser horizontal.
Aquí es donde entra la lectura de los registros. El modelo de geonavegación, construido con la resistividad azimutal, no mostraba evidencia de que la herramienta estuviera fallando por un cambio de formación, de una zona suave a otra más consolidada. Con eso la geología quedó descartada como causa, y el equipo (seguimiento geológico, seguimiento operativo, perforación, diseño de intervenciones y la compañía de servicio) decidió no sacar la sarta para cambiar la herramienta. En su lugar ajustaron parámetros: perforar con metros controlados, a 5 minutos por metro, y revisar cada 30 m cuánta severidad se estaba construyendo. La herramienta respondió, llegó a 5.8°/30 m y el pozo alcanzó 88° de inclinación, listo para geonavegar.
El LWD no tomó la decisión, pero la hizo posible. La resistividad descartó una explicación geológica y dejó el problema donde se podía resolver: en los parámetros de perforación. Sin ese dato, seguir perforando sin cambiar la herramienta habría sido una apuesta mucho más difícil de defender.
Durante la sección horizontal hubo otro detalle interesante. De acuerdo con el modelo, el pozo quedaba unos 17 metros verticales por encima de la anhidrita inferior, pero nunca apareció un contraste resistivo que indicara cercanía con ella. El radio de investigación de la herramienta, en este caso de 25 a 30 metros, permitió inferir que el cambio de litología estaba más abajo de lo que decía la interpretación. Hacia el final, la imagen resistiva mostró un cambio de echado y una zona de menor contraste, lo que apuntaba hacia la cima del yacimiento. Con ese dato se decidió detener la perforación a 5,149 m desarrollados (4,392 m verticales).
Se perforaron 629 metros dentro del yacimiento, 360 de ellos en sección horizontal dentro de las unidades 3 y 4. El pozo arrancó con 4,100 barriles diarios con sistema BEC y ha llegado a 4,800. La conclusión del propio autor merece subrayarse: el seguimiento de pozos horizontales necesita mucha información geológica del campo y de pozos de correlación detrás.
Lo que hay que tener presente: límites y cosas que se nos olvidan
El LWD ve poco hacia los lados. En Balam, la resistividad tenía un radio de investigación de 25 a 30 m, y esa cifra cambia con la resistividad de la formación. No es una vista panorámica; es una ventana.
La calidad del dato depende de cómo se perfora. Vibración, stick-slip y mal contacto del sensor degradan las curvas, sobre todo densidad y neutrón. Si te interesa el tema, lo revisamos con calma en el curso de sartas de perforación y aparejos de fondo de la Academia.
Temperatura y presión. Las herramientas tienen límites. En 2009 ya se reportaban récords de 193 °C en un pozo y de 34,100 psi en otro, y hoy existen herramientas pensadas para alta presión y temperatura. Aun así, el rango de la herramienta es de lo primero que se revisa al diseñar el programa de registros en un campo como Ixachi, en Veracruz: a unos 72 km al sur del puerto y con pozos de 7,650 m de profundidad promedio.
Fuentes radiactivas. Las herramientas de densidad y neutrón usan fuentes químicas (cesio-137 y americio-berilio). En México el uso de fuentes radiactivas está regulado por la Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y Salvaguardias, y perder una herramienta con fuente dentro del pozo es un evento con protocolo propio. Es otra razón para cuidar la sarta; más del tema en el curso de pesca y molienda.
No son solo para ti. Los Lineamientos de perforación de pozos de la CNH (DOF, septiembre de 2016) piden un informe de resultados que incluya la confirmación de los datos geológicos, geofísicos y petrofísicos. Los registros también forman parte del expediente técnico del pozo.
Cómo leer la pantalla sin perderte
Antes de tomar una decisión con una curva en tiempo real, vale la pena hacerse cinco preguntas:
- ¿A qué profundidad corresponde realmente esta lectura? Recuerda el desfase entre sensor y barrena.
- ¿El dato es bueno? Revisa vibración, calibrador y que las curvas tengan continuidad.
- ¿Cuadra con el modelo y con los pozos vecinos?
- ¿Qué dicen las demás curvas? Una sola no basta.
- ¿Quién más debería estar en esta decisión? Geología, perforación, direccional y la compañía de servicio.
La lección de fondo
Los registros LWD no sustituyen el criterio; lo alimentan. Lo que cambia con ellos es el tiempo: la información llega mientras todavía hay algo que decidir. En Balam no hizo falta una herramienta nueva ni un viaje de sarta; hizo falta leer bien lo que el pozo estaba contando y sentar al equipo correcto a decidir con el mismo dato.
La pregunta práctica para cualquier pozo que vayas a perforar con LWD es: ¿qué decisión voy a poder tomar con cada curva que estoy pagando? Si no tienes la respuesta, probablemente la curva todavía no tiene un lugar en el programa.
Si has trabajado con LWD en pozos de México y tienes un caso para compartir, o alguna duda sobre cómo leer una curva en particular, escríbeme: me gusta contrastar experiencias de campo.