f) Mapas Isopaquicos.- Para evaluar la cantidad de hidrocarburos volumétricamente en un reservorio de una determinada profundidad del pozo es generalmente necesario construir un mapa Isopaquicos. Cualquier mapa Isopaquico indica el volumen entre limites de fronteras. Hay cuatros mapas básicos Isopaquicos los cuales pueden ser construidos.

1. Mapa Isopaquico rustico

2. Mapa del espesor neto total

3. Mapa Isopaquico neto del petróleo

4. Mapa Isopaquico neto del gas.

1.- Mapa Isopaquico rustico.- Este mapa Isopaquico esta construido usando el tope de la formacion, el fondo de la formacion, el contacto agua-petróleo y cualquier adelgazamiento de falla o cambio de fases tal como los limites de frontera. En el caso que envuelve solamente el tope y fondo de la formacion y el contacto agua-petroleo es posible construir la Isopaca desde los dos mapas estructurales; el intercepto del contato agua-petroleo debería ser diagramado en ambos mapas de la estructura.

El efecto del contacto gas-petroleo y agua-petroleo en el lugar de las líneas Isopacas para dos diferentes tipos de estructura es mostrada en las figuras 7 y 8. La figura 7 muestra el lugar la línea de contorno para una trampa de tipo de domo. La máxima extensión areal (línea isopaquica cero) de la acumulación es definida por el contacto de la mesa del agua con el tope de la formacion. Esta figura demuestra la existencia del puente agua-petroleo en la formación originada por la altitud horizontal por el contacto agua-petroleo de la inmersión del estrato. Esto se nota que las líneas Isopacas son iguales al espesor total de la formación cuando las porciones de hidrocarburos sumergidos no están extendido por el agua.

La figura 8 muestra el lugar donde las líneas Isopacas en una formacion la cual esta limitada por un adelgazamiento hacia arriba y por debajo del agua. En este caso la extensión arial esta limitada en un lado por el adelgazamiento y en el otro lado por el intercepto de la mesa de agua con el tope de la arena.

Uniendo la zona de los hidrocarburos da lugar a que ambos, el adelgazamiento y la mesa de agua y la formación entre medio.

2.- Isopaco neta.- El grosor de esta sección debe ser corregido por dos factores de manera de obtener los valores del espesor neto para usar en la construcción de un mapa isopaquico neto. La primera corrección es deducir desde el grosor del espesor, cual parte es de una litología no normalmente considerada de los hidrocarburos. En arenas esta puede ser lentes de lutitas, las cuales deben ser deducidas. En calizas puede haber lentes de caliza cortada las cuales no podrían contener hidrocarburos. La presencia del espesor de esta zona de diferente litología pueden ser determinadas de los registros o análisis de nucleos. La figura 9 ilustra la corrección del grosor del espesor de las arenas para la existencia de una lutita restringida, el valor del espesor obtenido después de corregir con los lentes de lutitas, etc. Es algunas veces referidos tal como el espesor de neto de las arenas.

La segunda correcion hecha en el grosor de esta sección para determinar los valores del desplazamiento neto dependen de la productividad de la formación. Secciones densas de esencial cero de permeabilidad no podrían ser consideradas como “productoras”, ya que cualquier hidrocarburo los cuales pueden estar contenidos no se producen en razones económicas. En calizas, zonas de extremadamente baja de porosidad pueden ser consideradas como no conectadas, ya que es tratado como “no productora”, la existencia de estrato densos pueden ser determinado de un estudio de registro y análisis de nucleos.

Un procedimiento para ir construyendo un mapa Isopaquico es primero construir el mapa del espesor neto total, el cual incluye la zona saturada de agua (figura 10 a).

Las proyecciones de los intersectos de la mesa de agua con el tope y fondo de la formacion son super impuesta en este mapa, los valores netos totales dentro de la línea definida por los interceptos de la mesa y el fondo de la arena, representa los valores netos para los contornos del contacto de los hidrocarburos que son luegos construidos. Luegos los contornos del total del mapa del espesor neto pueden ser trazados en esta región, al final dos etapas de este procedimiento son ilustrado en la figura 10 b y 10 c.

Un completo mapa Isopaquico de hidrocarburos para la arenizca para la arena jones del campo Hulter en Cansas es mostrado en la figura 11. Este reservorio tiene solamente el contacto de agua-petroleo en el limite extremo. La localización del contorno del espesor cero tuvo que ser estimado de extensiones del tope del mapa de la formación de manera que ningún pozo fue disponible en la fecha para una definición completa.

II.- Metodos volumétricos.- Es uno de los métodos mas antiguos del calculo de hidrocarburos en el lugar, la exactitud de este método depende del control de los datos disponible en la sub-superficie, el uso se hace de todos los datos del interior del pozo; que serian informaciones sísmicas y geológicas, registros, nucleos, pruebas en el pozo, etc. Para establecer la extensión areal y vertical del reservorio, sus propiedades y la distribución del fluido del reservorio.

A) Calculo de los volúmenes de reservorio.- Cuando suficientes datos del fondo del pozo es posible controlar el petróleo o la producción neta de gas y el rendimiento del volumen del reservorio de un reservorio puede ser calculado en diferentes y varias formas:

a. De los datos de fondo de un mapa estructural que es preparado del tope y del fondo de la formación. Del contorno del area total que es luego planimetrado y graficado tal como al accisa esta dada en acre-pie contra la correspondiente profundidad bajo el nivel del mar, tal como la coordenada. Los contactos gas-petroleo, agua-petroleo, son determinados de los registros, nucleos, o datos de pruebas que son graficados tal como líneas horizontales. Despues de que están conectados los puntos observados la combinación del grosor del volumen puede ser determinado por uno de los siguientes métodos:

i. Planimetrando del diagrama acre-pie

ii. Si el numero de los intervalos del contorno esta aun, puede ser usado la regla de Simpson

Porosidad.- Es la relación de volumen de poros interconectados sobre el volumen total del núcleo

Permeabilidad.- Es la capacidad de una roca reservorio para poder admitir o hacer circular el fluido a través de la misma,

k= QμlA ∆ P

Donde:

K es la permeabilidad, darcys

Q es el caudal, cm cub./seg

U es la viscosidad, centi-poises

A es la area de la sección transversal, cm cuadrado

L es la longitud, cm

AP es la presión atmosférica

Viernes 11 de mayo de 2012

CONFORMACION DE LA SONDA DE REGISTRO ELECTRICOS PARA OPERACIONES EN POZO.-

Que combina mediciones de resistividad de penetración poco profonda (normal), media o profunda (lateral), con el registro de autopotencial (SP) o de rayos gama naturales (opcional)

a) Sistema de medición de resisitvidad.- la sonda para usar dentro del pozo posee electrodos componentes electrónicos de medición y una brida aislada. Una corriente eléctrica bidimensional de baja frecuencia producido por un electrodo de la fuente dentro de la sonda vuelve a través de la formación hasta la armadura del cable por sobre la brida. Los potenciales generados por este flujo de corriente se mide en varios de los electrodos, sensores de las ondas, respecto de un electrodo de tensión de referencia que frecuentemente se ubica en la superficie. El espaciado de la fuente del electrodo sensor individual determina la profundidad de investigación de la medición. Estas mediciones se convierten en resistividades aparentes de la formación dentro de l sonda y se transmite digitalmente a la superficie.

b) Sistema de medición del SP.- El SP es una medición de tensión entre un electrodo no polorizador dentro del pozo y un electrodo de referencia en la superficie.

c) Caracteristicas.-a. Caracteristicas de la sonda.-

i. Medicion digital dentro del pozo, que evita errores provocados por los efectos del cable en perforaciones mas profundas.

ii. Fuente de corriente de alimentación constante dentro del pozo que proporciona cuatro décadas de medición sin necesidad de interructores de rango manual.

iii. Correccion automática en tiempo real del diámetro de la perforación y la resistencia de los fluidos del pozo.

iv. Medicion opcional de rayos gamas naturales y temperatura.b. Medicion

i. Resistividad normal de 64 pulgadasii. Resistencia de punto único

iii. Auto potencial (SP)iv. Rayos gamas naturalesv. Temperatura (opcional)

vi. Resistividad normal de 8 pulgadas y 32 pulgadas (opcional)c. Aplicaciones.-

i. Agua1. Determinación de calidad del agua2. Indicación de areas permeables y porosidad

ii. Ingenieria1. Posición del limite del estrato

2. Correlacion de estratos entre perforacionesiii. Condiciones operativas

1. Tipo de perforación a. Pozo abierto, lleno de agua o lodo en base a aguab. La parte superior de la brida debe estar inmersa al fondo del

pozo registringiendo la profundiad del registro superior a 10 metros debajo del fluido

c. Se puede usar una brida corta para permitir la realización del registro de resistividad a una profundidad dentro de los tres metros de la superficie del fluido, sin embargo en este caso los resultados normales a 64 pulgadas serán cualitativo.

d. Se obtiene mejores resultados en dolo fresco con resistividades de formacion de baja a medias

La curva de portencial espontaneo (SP).- La curva de potencial espontaneo SP es un registro de la diferencia de potencial de un electrodo móvil en el pozo y un potencial fijo en un electrodo en superficie en función de la resistividad.

El SP es útil con lodos dulces para:

1) Detectar capas permeables2) Ubicar sus limites y permitir la correlacion entre capas.3) Determinar valores de la resitividad del agua de la formación 4) Dar valores cualitativos del contenido arcilloso de una capa.

El SP se registra generalmente en la pista uno (Tramo de la izquierda) del perfil, usualmente con curva de resistividad, pero también pueden registrarse en otros perfiles como por ejemplo el perfil sónico

Frente a las lutitas, las lecturas de la curva del SP son mas o menos constante y tienden a seguir una línea recta en el perfil llamada en línea base de lutitas. Frente a las formaciones permeables las curva del SP se aparta de la línea base de las lutitas, en capas de suficiente espesor tienden a alcanzar una desviación constante definiendo una línea de arenas, la formación puede ser hacia la izquierda (negativa) o hacia la derecha (positiva), dependiendo de las salinidades relativas del agua de formacion y del filtrado del lodo.

La posición de las líneas de lutitas en el perfil no tiene un significado útil para la interpretación.

El SP no se puede registrar en pozos llenos de lodos no conductores porque tales lodos no dormán una conexión eléctrica entre el electrodo del SP y la formación, además sin las resistividades del filtrado del lodo y el agua de la formación son del mismo valor las desviaciones del SP serán pequeñas y la curva será achatada sin variaciones apreciables.

ORIGEN DEL SP.- Las desviaciones de la curva del SP son el resultado del flujo de corriente existentes dentro del lodo en el pozo, estas corrientes del SP son producidas por fuerzas electromotrices en las formaciones que son de origen electroquímico o electrocinetico

Durante del primer cuarto de siglo de la existencia, los únicos perfiles eléctricos disponible fueron los convencionales de restisividad mas el SP y de ellos fueron hecho cada año en pozo perforados en todo el mundo, desde entonces se han desarrollado nuevos métodos de perfilaje para medir valores muchos mas exactos de RXO o Ot que son los parámetros buscado. Sin embargo el ES convencional, perfil eléctrico que consiste del SP normal de 16 pulgadas, normal de 64 pulgadas y lateral de 18 pies por 8 pulgadas es usado todavía en algunas partes del mundo. Por esta razón y también porque frecuentemente es posible obtener información nueva a reinterpretar perfiles eléctricos ES viejos, se ha incluido en este capitulo referente a perfiles de tiempos pasados.

En los perfiles convencionales de resistividad se envían corriente a la formacion a través de unos electrodos y se miden los potenciales eléctricos entre otro, la medición de estos potenciales permite determinar la resistividades, para que haya una circulación de corriente entre electrodos y formación la sonda debe ser corrieda en pozos que contenga lodo o agua conductores de electricidad, en una formacion homogénea Isotropica y de extensión infinita

Circula entre los electrodos A y B. Se mide la diferencia de la potencial resultante entre los electrodos M y N, los electrodos A y M están en la sonda y B y N están teóricamente situados a una distancia infinita. En realidad B esta la armadura del cable y N es un electrodo en la manga (la parte inferior del cable recubierta por material aislante) colocado lejos de A y M, la distancia A – M es llamado espaciamiento y el punto de registro para la medición esta en cero, esta a la mitad entre A – M.

En los dispositivos lateral básico, una corriente constante

Situados entre dos superficie x potenciales esféricas, concéntricas con centro en A. La tensión medida asi es proporcional al gradiente de potencial entre A –M, el punto de registro es cero

Con 8 pulgadas, o sea 5.7m.

Hablando en forma general a mayor longitud de desplazamiento corresponde a una investigación mas profunda en la formación

Hablando en forma general, a mayor longitud de desplazamiento corresponde una investigación mas profunda a la investigación, asi entre los perfiles ES de resistividad la curva lateral de 18 pies con 8 pulgadas tiene la mayor profundidad de investigación y la normal de 16 pulgadas tiene la menor profundidad de investigación

15 de mayo de 2012

El modelo esférico no ejecuta satisfactoriamente. Las corrientes tendrían que fluir hacia arriba y hacia debajo de la pared del pozo o alrededor del estrato de interés (figura 1), de manera de obtener valores mas notables, un significado de forzar la medida corriente dentro de la zona de interés tuvo que ser desarrollado. El registro de protección fue inicialmente la respuesta al problema.

El registro de protección fue un equipo que tuvo dos electrodos alargado en uno y otro lado de un centro corto de electrodo (figura 2). Los dos elongados o protectores de protección fueron acortados juntos y conectados hacia el centro o medidor de electrones. Fuerza aplicada hacia el sistema podría causar una corriente de la misma polaridad para fluir desde todo los electrodos, ya que las corrientes de la misa polaridad tiene una tendencia de repeler uno al otro, la corriente de la medida del electrodo es forzado o enfocado dentro de la formación. La corriente que pasa a través de la medida del electrodo es proporcional a la resistividad de la formación.

El registro de protección fue una mejora sobre el registro eléctrico, sin embargo allí aun tuvieron problemas en el sistema debido a la diferencia de potencial entre el medidor y los electrodos de protección.

Para combatir este problema y mantener la corriente desde la medida del electron enfocado, el sistema Laterolog fue desarrollado.

Con cambios de las relaciones Rt sobre Rm o Rt sobre Rs diferenciando valores del foco de la corriente son requeridos para mantener la medida estrangulando en su propia forma.

Debido a estos parámetros que se van cambiando un método automatico de control de la corriente de enfoque fue utilizado con el sistema Laterolog.

La figura 3 ilustra el flujo de corriente y las superficies equipotenciales para el laterolog 7. El sistema consiste de dos protectores o electrodos de circuito opuesto (A1 y A2), dos juegos de electrodos del monitor (m1 y m2 en la parte de mas arriba y m1 y m2 en la parte de abajo) y una medida del electrodo A0.

Una corriente constante I0 va fluyendo desde A1 con A2 es de la misma fase tal como la corriente A0, pero el voltaje es continuamente variado tal que el potencial a través de los dos pares de los electrodos del monitor es cerca a cero. Cada espaciamiento es la distancia, desde la corriente del electro “A hacia el punto medio entre los electrodos M1 y M2, la curva de resistividad obtenida desde este arreglo es llamado micro inversa y la diferencia del potencial es medida entre los electrodos M1 y M2. Los electrodos AN1 provee dos pulgadas de arreglo micronormal donde la diferencia de potencial creado por la correinte del electro “A” es medido entre el electrodo N y un electrodo de referencia

16 de mayo de 2012

El valor del lavado de la formacion varia continuamente desde la pared del pozo a través de la formacion hasta que este alcance la formacion no perturbada es generalmente considerado que el lavado completo solamente ocurre en los primeros dos o tres pulgadas de la formacion invadida. Ya que el microlateralog recibe muy poco de su respuesta a una distacia de 3 pulgadas desde la almohadilla, esto escencialmente mide la resistividad de la formacion lavada.

El registro de proximidad tal como un resultado de mejora del enfocado a través del enjarre del lodo tiene un mas claro, mas grande profundidad de investigación este recibe la mayor parte de sus respuesta dentro de una distancia de 6 a 10 pulgadas desde los almohadones, aunque la investigación radial de este instrumento es mas profundo que el microlaterolog, las pruebas de campo indica donde existe moderada y profunda invasión y suficiente lavado. Realmente los valores pueden ser obtenidos para la resistividad de la formacion lavada.

Las características del radio de investigación para cada equipo fue experimentalmente determinada. La figura 10 muestra la respuesta geométrica ploteado (diagramado) contra el diámetro de investigación. Ya que la respuesta de cada instrumento depende de ambos, el contraste de la resistividad o el lavado y la formación no perturbada y la distancia de la zona lavada que se extiende desde la pared del pozo, dos curvas son presentadas, los factores pseudogeometrico para ese instrumento pueden ser relacionado a los parámetros de la formación mediante el uso de la siguiente ecuación.

La ecuación anterior se aplica a un perfil de una invasión donde un limite cilíndrico separa la formación lavada de la formación no perturbada. Esto asume que todo el material dentro del limite cilíndrico es igual a la resistividad de la formación lavada y el material de afuera del límite tiene una resistividad de la formación no perturbada.

Resolución vertical.- Ambos registro el micolaterolog y el registro de proximidad siendo del tipo de almohadilla enfocada del dispositivo de resistividad tiene elevada resolución para almohadilla delgadas y respuesta a los cambios rapidos en la resistividad. Cuando las formaciones no son de un pie ajustado y mas grande que el efecto de la almohadilla adyacente es despresiable para el registro de proximidad, los efectos de las almohadillas adyacentes son menores para el microlaterolog, dando ese instrumento un mayor grado de exactitud en ir definiendo los limites del estrato.

Efecto del lodo de enjarre.- El efecto del lodo de enjarre sobre el microlaterolog es despresiable cuando el espesor del lodo de enjarre es menos que 3/8 de pulgada, cuando el contraste de la resistividad de la formación y el enjarre del lodo es pequeño, el espesor del lodo de enjarre tiene muy poco efecto en los valores de la resistividad de la formación. Tal como el contraste y el espesor del lodo de enjarre se incrementa el efecto del lodo de enjarre se incrementa.

Los efectos del lodo de enjarre en los registro de proximidad son despreciable para lodo de enjarre de ¾ de pulgada de espesor, aun cuando el contrate de la resistividad de la formación y el lodo de enjarre es elevado.

Correcciones para los efectos del lodo de enjarre son mostrado para ambos equipos en las figuras 11 y 12

Registro de densidad.- ………….

Es el mas ampliamente usado para medir la porosidad debido a que este mide un valor de porosidad efectiva por medio de la densidad total de una formación. La porosidad efectiva es definida como el espacio poral llenados por fluidos. Actualmente el sistema de medida dde la densidad por el electron se unas pero en una roca resrvorida la densidad del electron es mas cerradamente proporcional a la densidad total de la roca (de 1,5 gr/cc a 3,2 gr/cc). La densidad total tal como se ve por la herramienta depende de la densidad de la roca matriz, la porosidad de la formación y la densidad de los fluidos en los espacios porosos.

Teroria de la operación.- La interaccion de los rayos gamas fue discutidas en secciones presedentes. La densidad de la herramienta esta diseñada con una fuente de rayos gama y montadas en un equipo el cual esta en contacto directo con la pared del pozo durante la operación de registro (figura 1) ya que la fuente esta contra la pared la variación esta dirigida dentro de la formacion.

La fuente que produce rayos gamas con energía en el rango normal es la interacción entre la formacion y la radiación. Cuando los rayos gamas se han difundido alcanzan el detector ellos son contados. Un incremento en el numero de cuentas indica un decremento de la densidad de la roca convenientemente un decremento de las cuentas indican un incremento en la densidad de la roca esto es debido al hecho cuando la densidad es elevada hay mas atomos con los cuales los rayos gama pueden interactuar.

Las primeras densidades de la herramienta tuvo solamtne un detector cuando el pozo no fue rugoso cuando los valores obtenidos para la densidad de la formacion fueron buenos pero las cavidades y el enjarre de lodo han afectado las medidas.

Normalmente los estratos permeables no caben ser apreciablemente pero esto es bastante usual para un enjarre de lodo desarrollado a través de esa zona y la herramienta parece tarl como parte de la formacion. Para sobrevenir este problema una red comprensada fue desarrollada añadiendo otro detector el cual es colocado para cerra a la fuente, este detector llamado detercotr de espaciiamineto corto es mas afectado por la presencia del enjarre del lodo o entre el fluido la face del equipo de la formación. La diferencia entre la respuesta entre los dos detectores es usado para corregir la densidad obtenida desde el detector mas lejos. El resultado es una densidad corregida la cual es bastante aproximada. La corrección es generalmente presentado en el registro y es coroborado por la curva del incremento de densidad.

Determinacion de la porosidad.- Ya que la densidad total es dependiente de la densidad de la roca matriz la porosidad y la densidad de los fluidos porales si la litología y los fluidos porales son constante, la densidad total deberá ser proporcional a la porosidad, esta relación es expresada por la formula:

ρb=∅ ρ f+(ρma ) donde :

ρb=lectura del registro (gr/cc)

ρma=densidad del tipo de litología (densidad de la matriz)

ρ f= densidad de los fluidos porales

∅=¿ Porsidad

El valor de rho sub f generalmente llega a 1.00 gr/cc, ya que la herramienta esta en un equipo de lectura somera y reacciona a la zona invadida si los hidrocarburos residuales están presente, la corrección puede ser hecha a la lectura del registro antes de que un valor de porosidad sea calculada. Asi con el registro sónico si la litología es conocida, un valor de la porosidad puede ser determinada por el uso de la formula o monograma, el valor mas común para la densidad de la litología esta listado enseguida.

Presentacion.- Para la densidad – caliper de registro de rayo gama la presentación estándar es presentar las curvas, rayos gamas y caliper en la pista I y (la densidad y porosidad si de presenta) en la curva a través de la pista II y pista III

Registro acústico.- El fundamental objetivo de un registro acústico o sónico es el de derivar un valor de la porosidad de la formación que puede ser usado para localizar la acumulación de hidrocarburos. Tal como las otras herramientas, tipo de porosidad, el registro sónico no da un valor para la porosidad, pero mas bien mide las propiedades acústica de la formación, las cuales son relacionadas a la porosidad y otros factores.

El registro sónico es usado para la interpretación de las lutitas y arenas y formaciones fracturadas , esos aspectos serán convertidos en mas detalles en la interpretación y discusión.

Teoria de la operación.- En parámetros que es medido por el registro semisonico es tal que tiempo requerido para una señal de sónico compresional que viaja a través de una definida lognitud de la formaicon este tiempo de viaje referido al intervalo de tiempo de transcito o es reciproco de la densidad de señal de la velocidad del sonido en la formaicon. La siguiente tabla da una lista de algunos promedios de tipos de velocidades y sus correspondiente tiempos de viajes en microsegundos por pie. Estas velocidades depende de las propiedades elásticas de la roca matriz, la densidad y el tipo de porosidad de la formación y el fluido contenido y presión.

Tabla en Excel

Determinación de la porosidad.- El sonido viaja mas lentamente a través del espacio poral que a través de la roca misma, esto es debido al hecho que el espacio poral generalmente contiene un material

mucha mas baja que la misma roca por ejemplo agua, petróleo o lutita hidratada. Luego como la porosidad se incrementa por un tipo de roca fijada, la porosidad disminuye (delta t incrementado).

En formaciones con moderada porosidad el fluido poral tiene pequeñas influencias sobre el registro sónico debido a que la señal del sonido es muy estrecha para la pared del pozo en la zona y esta generalmente invadido con filtrado de lodo el cual es mayormente el agua.

El señor J. Willie desarrollo una relación empirica entre delta t y la porosidad de la formación la cual es conocida como la ecuación del promedio del tiempo de Willie

∆ tlog=∅ ∆ t fluido+(1−∅ )∆ tmaterial Donde:

∆ tlog=¿ lectura del registro en Useg/pie

∆ tmaterial=tiempo de transito para la composición del tipo de roca de la formación

∆ t fluido= Tiempo de transito para el liquido que va sellando el espacio poral (generalmente 189 Useg/pie o a una velocidad de 5300 pie/seg)

∅=porcentaje de la formación ocupada por el espacio poral}

Despejando:

∅=∆ t log−∆ tmaterial∆ t flui do−∆ tmaterial

Para determinar un valor para la porosidad un delta t del material debe ser seleccionado el cual requiere algún conocimiento acerca de la litología de la formación. Si la litología no es conocida, un valor del delta t del material puede ser generalmente determinado por comparación con otros registros.

La porosidad puede ser aun calculada usando la formula de Willie directamente o un monograma el cual es generalmente disponible en el handbook de la compañía de servicio. Como previamente se establecio la retracción de la herramienta del sónico para lutita dispersa como si estas fuesen un fluido que llena el espacio poral. Luego el registro sónico da un valor para la porosidad total, esto puede ser una ventaja como también una desventaja para la interpretancion de los registros en lutitas arenosas. Con el registro sónico solamente no se puede conseguir un valor para la porosidad efectiva o una indicación de cuanta lutita esta en espacio poral, lo cual es relacionada a la permeabilidad de la formación.

Las causas por el gas cortado con lodo en su señal viene a ser muy débil o atenuadas. El resultado es un ciclo cortado en el registro.

Una ventaja del registro sónico sobre los otros tipos de registros es que el ingeniero esta registrando tiene mas latitud en el ajuste y el puede hacer variar el tamaño y forma de la señal original. Luego un experimental ingeniero ingeniero puede obtener un buen registro cuando las condiciones del pozo son menos que lo ideal.

Otras medidas de señales del sónico.- En adición del intervalo de tiempo de transito medido para determinar la porosidad otros parámetros pueden ser evaluados por la forma que ellos afectan la amplitud y forma de la señal del sónico.

En los registros de pozos entubados los registros de adherencia del cemento y las evaluaciones de la forma de las señales son usadas para determinar la calidad del cemento entre la cañería en la formación. En el agujero abierto la forma de evaluar las señales es usada en la colocación de las fracturas naturales en la formación