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UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI
ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE PETRÓLEO
COMISIÓN DE TRABAJOS DE GRADO
PROYECTO DE TRABAJO DE GRADO:
“Estimación del perfil de Presión de Poro y Gradiente de Fractura para la Localización Exploratoria Travi Este CX a partir
de Data Sísmica y Registros de Pozos Vecinos”
Realizado por:
Jezika Villegas
C.I. 17.359.646
Asesor Académico: Asesor Industrial:
Ing, Aura Vilela Ing. Luz Rojas
Barcelona, Julio de 2010
UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI
ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE PETRÓLEO
COMISIÓN DE TRABAJOS DE GRADO
PROYECTO DE TRABAJO DE GRADO:
“Estimación del perfil de Presión de Poro y Gradiente de Fractura para la Localización Exploratoria Travi Este CX a partir
de Data Sísmica y Registros de Pozos Vecinos”
Realizado por:
Jezika Villegas
C.I. 17.359.646
Asesor Académico: Asesor Industrial:
Ing, Aura Vilela Ing. Luz Rojas
Barcelona, Julio de 2010
iii
RESOLUCIÓN
Según el artículo 41 del Reglamento de Trabajo de Grado:
“ Los Trabajos de Grado son de exclusiva propiedad de la Universidad y sólo
podrán ser utilizados a otros fines con el consentimiento del Consejo de Núcleo
respectivo quien le participará al Consejo Universitario”.
DEDICATORIA
La vida me ha premiado con la bendición de haber nacido mujer, pero más
aún de tener a una madre tan emprendedora, amable, cariñosa, exitosa y muy
comprensiva; es por eso que todo mi trabajo y esfuerzo por finalizar mi carrera
profesional se lo dedico a mi bella y hermosa madre, “Mi Viejita”, “Gertrudis”
PAULINA PEDA, gracias Viejita por estar siempre allí. Este logro es por ti y para
ti.
Igualmente les dedico esta faena a todas las mujeres emprendedoras que he
conocido hasta ahora, pero muy especialmente a la Doctora Ligia Monterola y a
la Doctora Linda Scope, por ser ese vivo y hermoso ejemplo de mujer a seguir.
AGRADECIMIENTOS
Después de una larga espera, la trayectoria de un camino arduo y el apoyo
de muchas personas a mí alrededor, quiero aprovechar esta ocasión tan
importante y valiosa para extenderles mis más sinceros y cordiales
agradecimientos, tanto para aquellas que me acompañaron desde el comienzo,
aquellas que estuvieron de paso y aquellas que de una u otra manera también
aportaron directa o indirectamente para que este escalón de mi vida profesional se
culminara, muchas gracias, los quiero y respeto mucho. Y aprovecho para
recordarles a todos que esperan cumplir sus propósitos, que la “Cima del éxito se
alcanza con paciencia e inteligencia” Jezika Villegas Peda
CONTENIDO
RESOLUCIÓN....................................................................................................................................III
DEDICATORIA.................................................................................................................................. IV
AGRADECIMIENTOS ........................................................................................................................V
CONTENIDO ...................................................................................................................................... VI
ÍNDICE DE TABLAS......................................................................................................................... IX
ÍNDICE FIGURAS ...............................................................................................................................X
RESUMEN........................................................................................................................................ XIV
CAPÍTULO I ....................................................................................................................................... 16
EL PROBLEMA ................................................................................................................................. 16
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ............................................................................................... 16 1.2 OBJETIVOS............................................................................................................................... 18
1.2.1 Objetivo General ................................................................................................................ 18 1.2.2 Objetivos Específicos.......................................................................................................... 18
CAPÍTULO II ..................................................................................................................................... 20
MARCO TEÓRICO ........................................................................................................................... 20
2.1 ANTECEDENTES........................................................................................................................... 20 2.2 FUNDAMENTOS TEÓRICOS DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA........................... 22
2.2.1 Presión de Poros de la Formación ..................................................................................... 22 2.2.2 Presión de Poro Normal..................................................................................................... 23 2.2.3 Presión de Poro Anormal ................................................................................................... 24 2.2.4 Conceptos de Esfuerzos ...................................................................................................... 25 2.2.5 Efectos de la compactación de las Rocas ........................................................................... 27 2.2.6 Clasificación de las Presiones de Formación..................................................................... 36 2.2.7 ¿Por Qué se debe Detectar las zonas de Sobre Presión?................................................... 36
2.3 GRADIENTE DE FRACTURA .......................................................................................................... 37 2.3.1 Evaluación del Gradiente de Fractura ............................................................................... 40
2.4 PRESIÓN DE SOBRECARGA........................................................................................................... 41 2.4.1 Evaluación del Gradiente de Sobrecarga........................................................................... 43
2.5 ORIGEN DE LAS PRESIONES ANORMALES .................................................................................... 44 2.5.1 Efectos de Compactación ................................................................................................... 44 2.5.2 Barreras de Permeabilidad ................................................................................................ 45 2.5.3 Diagénesis .......................................................................................................................... 46 2.5.4 Fenómeno Osmótico ........................................................................................................... 47 2.5.5 Formación de un Sello........................................................................................................ 47
2.6 ESTIMACIONES DE LAS PRESIONES DE FORMACIÓN ANTES DE LA PERFORACIÓN ........................ 48 2.6.1 Detección de la Sobre Presión............................................................................................ 48 2.6.2 Método de Velocidad Sísmica............................................................................................. 49 2.6.3 Análisis de la Velocidad ..................................................................................................... 50 2.6.4 Datos Sísmicos.................................................................................................................... 52 2.6.5 Velocidades Interválicas..................................................................................................... 53 2.6.6 Análisis de Reflexión........................................................................................................... 54
2.7 ESTIMACIONES DE LAS PRESIONES DE FORMACIÓN MIENTRAS SE PERFORA ............................... 59 2.7.1 Velocidad de Perforación (R.O.P)...................................................................................... 59 2.7.2 Análisis de los Datos de Comportamiento de Perforación................................................. 61 2.7.3 Exponente de Perforación “Dxc”....................................................................................... 64 2.7.4 Densidad de las Lutitas ...................................................................................................... 66 2.7.5 Medidas físicas y químicas sobre los cortes ....................................................................... 69 2.7.6 Análisis de los Cortes ......................................................................................................... 70 2.7.7 Determinación de la Presión de Fractura con pruebas de Presión (LEAK OF
TEST) ...................................................................................................................................................... 72 2.8 ESTIMACIONES DE LAS PRESIONES DE FORMACIÓN DESPUÉS DE LA PERFORACIÓN .................... 76
2.8.1 Método de Registro Sónico y Resistividad.......................................................................... 78
CAPÍTULO III .................................................................................................................................... 82
UBICACIÓN ....................................................................................................................................... 82
3.2 Estratigrafía Regional..................................................................................................... 83 3.3 Modelo Estructural Regional.......................................................................................... 86 3.4 Formación Carapita como Roca Sello .................................................................................. 89 3.5 Descripción Geológica de la Localización............................................................................ 90
CAPÍTULO IV .................................................................................................................................... 95
DESARROLLO DE LA INVESTIGACIÓN .................................................................................... 95
4.1 ESCOGENCIA DE LA DATA DEL CUBO SÍSMICO DEL ÁREA Y LOS PERFILES ELÉCTRICOS DE LOS
POZOS VECINOS DE LA LOCALIZACIÓN EXPLORATORIA TRAVI ESTE CX ...................................................... 95 4.2 CÁLCULO DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL ÁREA EN ESTUDIO A PARTIR DE
LA SÍSMICA Y REGISTROS DE POZOS............................................................................................................. 96 4.3 CALIBRACIÓN CON LA INFORMACIÓN DE PESOS DE LODO, LOT, MDT, DST, E HISTORIA DE
PERFORACIÓN, DE LOS POZOS CON LAS CURVAS DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA
CALCULADOS.............................................................................................................................................. 107 4.4 COMPARACIÓN DE LOS VALORES DE PRESIÓN OBTENIDOS A TRAVÉS DE LA DATA SÍSMICA Y LOS
REGISTROS DE POZOS ................................................................................................................................. 108 4.5 ESTIMACIÓN DEL PERFIL DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA PARA LA
LOCALIZACIÓN EXPLORATORIA TRAVI ESTE CX........................................................................................ 109
CAPÍTULO V.................................................................................................................................... 110
DISCUSIÓN DE RESULTADOS .................................................................................................... 110
5.1 ESCOGENCIA DE LA DATA DEL CUBO SÍSMICO DEL ÁREA Y LOS PERFILES ELÉCTRICOS DE LOS
POZOS VECINOS DE LA LOCALIZACIÓN EXPLORATORIA TRAVI ESTE CX .................................................... 110 5.2 CÁLCULO DE LA PRESIÓN DE PORO Y EL GRADIENTE DE FRACTURA DEL ÁREA EN ESTUDIO A
PARTIR DE LA SÍSMICA Y REGISTROS DE POZOS.......................................................................................... 110 5.3 CALIBRACIÓN CON LA INFORMACIÓN DE PESOS DE LODO, LOT, MDT, DST, E HISTORIA DE
PERFORACIÓN, DE LOS POZOS CON LAS CURVAS DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA
ESTIMADOS................................................................................................................................................. 122 5.4 COMPARACIÓN DE LOS VALORES DE PRESIÓN OBTENIDOS A TRAVÉS DE LA DATA SÍSMICA Y LOS
REGISTROS DE POZOS ................................................................................................................................. 130 5.5 ESTIMACIÓN DEL PERFIL DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA PARA LA
LOCALIZACIÓN EXPLORATORIA TRAVI ESTE CX........................................................................................ 135
CONCLUSIONES............................................................................................................................. 140
RECOMENDACIONES................................................................................................................... 141
BIBLIOGRAFÍA............................................................................................................................... 142
METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO: ................................... 145
ÍNDICE DE TABLAS
TABLA N° 1. TIEMPO DE TRÁNSITO PARA DIFERENTES MATRICES Y FLUIDOS DE
FORMACIÓN [18]. .......................................................................................................................................... 50
TABLA N° 2. COORDENADAS DEL CUBO SÍSMICO DE CADA POZO [22]. .......................... 95
ÍNDICE FIGURAS
FIGURA N° 1. PRESIÓN DE LOS FLUIDOS SUPERFICIALES [14]........................................... 22
FIGURA N° 2. PRESIÓN DE FLUIDO ANORMAL [14]................................................................. 24
FIGURA N° 3. GRÁFICO DE EXPLICACIÓN TEÓRICA DEL MÉTODO DE BOWERS [14]. 25
FIGURA N° 4. ORIENTACIÓN DE LOS ESFUERZOS DE LA ROCA [14]................................. 27
FIGURA N° 5. MODELO DE COMPACTACIÓN DE LAS ROCAS DE TERZAGHI (1948) [14].
.......................................................................................................................................................................... 28
FIGURA N° 6. ZONA DE TRANSICIÓN DE DIFERENTES DENSIDADES CON UN SELLO
PERFECTO [14]. .............................................................................................................................................. 32
FIGURA N° 7. DECRECIMIENTO DE LA DENSIDAD VS PROFUNDIDAD Y UN
AUMENTO DE LA PRESIÓN DE POROS [14]. .......................................................................................... 34
FIGURA N° 7. VARIACIÓN DE LA SOBRECARGA CON LOS CAMBIOS DE DENSIDADES [14]. .................................................................................................................................................................... 35
FIGURA N° 8. VALORES DE POISSON EN FUNCIÓN DEL GRADIENTE DE
SOBRECARGA Y LA PROFUNDIDAD [15]................................................................................................ 40
FIGURA N° 9. VELOCIDADES INTERVÁLICAS [18].................................................................. 54
FIGURA N° 10. PROCESAMIENTO CORRECTO DE LAS VELOCIDADES
INTERVÁLICAS PARA LA ESTIMACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO [19]. ..................................... 55
FIGURA N° 11. COMPARACIÓN DE CÁLCULO DE PRESIÓN DE PORO ANTES DE LA
PERFORACIÓN Y DESPUÉS DE LA PERFORACIÓN [19]..................................................................... 58
FIGURA N° 10. GRÁFICO DE COMPORTAMIENTO DE LA R.O.P MIENTRAS SE
PERFORA [20]. ............................................................................................................................................... 61
FIGURA N° 13. CORRELACIÓN ENTRE EL REGISTRO DE TASA DE PENETRACIÓN Y
EL REGISTRO INDUCCIÓN ELÉCTRICA [20]. ....................................................................................... 63
FIGURA N° 14. DIAGRAMA ESQUEMÁTICO DEL D´EXPONENTE EN UNA ZONA
SOBRECOMPACTADA (UNDERCOMPACTED) [20]. ............................................................................. 66
FIGURA N° 19. GRÁFICO DE VARIACIÓN DE DENSIDAD DE LA LUTITA [20]. ................. 70
FIGURA N° 22. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LA LOCALIZACIÓN TRAVI ESTE CX [22].
.......................................................................................................................................................................... 82
FIGURA N° 23. CARTA DE CORRELACIÓN ESTRATIGRÁFICA EN SENTIDO NORTE –
SUR A LO LARGO DE LA CUENCA ORIENTAL [22]. ............................................................................ 83
FIGURA N° 24. ESTRUCTURA REGIONAL [22]. .......................................................................... 86
FIGURA N° 25. MAPA ESTRUCTURAL AL TOPE DE LA FORMACIÓN NARICUAL
MOSTRANDO LOS RASGOS ESTRUCTURALES PRINCIPALES. SE APRECIAN, LOS
CORRIMIENTOS: TRAVI-JUSEPÍN (MARRÓN), TRV-4 – COTOPERÍ (AZUL) Y TRAVI NORTE
(VERDE)[22]. .................................................................................................................................................... 88
FIGURA N° 26. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA GENERALIZADA DE LA CUENCA
ORIENTAL DE VENEZUELA [22]. .............................................................................................................. 90
FIGURA N° 27. PROGNOSIS LITOESTRATIGRÁFICA Y PROFUNDIDADES DE LOS
TOPES ESTIMADOS PARA EL PROSPECTO TRAVI ESTE – CX [22]. ............................................... 91
FIGURA N° 28. GRÁFICO DE IMPORTACIÓN DE DATOS PARA ESTIMACIÓN DE
PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL POZO SBC-130X. ............................... 102
FIGURA N° 29. GRÁFICO DE IMPORTACIÓN DE DATOS PARA ESTIMACIÓN DE
PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL POZO SBC-136. .................................. 103
FIGURA N° 30. GRÁFICO DE IMPORTACIÓN DE DATOS PARA ESTIMACIÓN DE
PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL POZO TRV-2X.................................... 104
FIGURA N° 31. GRÁFICO DE IMPORTACIÓN DE DATOS PARA ESTIMACIÓN DE
PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL POZO TRV-3. ..................................... 105
FIGURA N° 32. GRÁFICO DE IMPORTACIÓN DE DATOS PARA ESTIMACIÓN DE
PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL POZO TRV-4. ..................................... 106
FIGURA N° 33. PERFIL DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL
POZO SBC-130X.......................................................................................................................................... 113
FIGURA N° 34. PERFIL DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL
POZO SBC-136............................................................................................................................................. 115
FIGURA N° 35. PERFIL DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL
POZO TRV-2X. ............................................................................................................................................ 117
FIGURA N° 36. PERFIL DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL
POZO TRV-3................................................................................................................................................ 119
FIGURA N° 37. PERFIL DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL
POZO TRV-4X. ............................................................................................................................................ 121
FIGURA N° 38. PUNTOS DE CALIBRACIÓN P.I.P, M.D.T, CURVA DE LODO Y
REVESTIDORES SBC-130X...................................................................................................................... 123
FIGURA N° 39. PUNTOS DE CALIBRACIÓN P.I.P, M.D.T, CURVA DE LODO Y
REVESTIDORES SBC-136......................................................................................................................... 125
FIGURA N° 40. PUNTOS DE CALIBRACIÓN P.I.P, M.D.T, CURVA DE LODO Y
REVESTIDORES TRV-2X. ........................................................................................................................ 126
FIGURA N° 41. PUNTOS DE CALIBRACIÓN P.I.P, M.D.T, CURVA DE LODO Y
REVESTIDORES TRV-3. ........................................................................................................................ 127
FIGURA N° 42. PUNTOS DE CALIBRACIÓN P.I.P, M.D.T, CURVA DE LODO Y
REVESTIDORES TRV-4X. ........................................................................................................................ 129
FIGURA N° 44. GRÁFICA DE CÁLCULO DE PRESIÓN DE PORO, GRADIENTE DE
FRACTURA Y SOBRECARGA CON DATOS SÍSMICOS PARA EL POZO SBC-136. .................... 131
FIGURA N° 45. GRÁFICA DE CÁLCULO DE PRESIÓN DE PORO, GRADIENTE DE
FRACTURA Y SOBRECARGA CON DATOS SÍSMICOS PARA EL POZO TRV-2X...................... 132
FIGURA N° 46. GRÁFICA DE CÁLCULO DE PRESIÓN DE PORO, GRADIENTE DE
FRACTURA Y SOBRECARGA CON DATOS SÍSMICOS PARA EL POZO TRV-3......................... 133
FIGURA N° 47. GRÁFICA DE CÁLCULO DE PRESIÓN DE PORO, GRADIENTE DE
FRACTURA Y SOBRECARGA CON DATOS SÍSMICOS PARA EL POZO TRV-4X...................... 134
FIGURA N° 48. ESTIMACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA
PARA LA LOCALIZACIÓN TRAVI ESTE CX A PARTIR DE LA LITOLOGÍA DEL POZO SBC-
130X. .............................................................................................................................................................. 136
FIGURA N° 49. ESTIMACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA
PARA LA LOCALIZACIÓN TRAVI ESTE CX A PARTIR DE LA LITOLOGÍA DEL POZO TRV-
4X................................................................................................................................................................... 137
FIGURA N°50. SECCIÓN GEOLÓGICA SUR-OESTE, NOR-ESTE DEL CAMPO TRAVI 138
FIGURA N° 51.SECCIÓN GEOLÓGICA NOR-OESTE, SUR-ESTE DEL CAMPO SANTA
BARBARA .................................................................................................................................................... 139
RESUMEN
En la cuenca Oriental de Venezuela, en la sub-cuenca de Maturín, es muy
común encontrar dentro de la secuencia lutítica de la Formación Carapita zonas
altamente Presurizadas como producto de la alta tasa de sedimentación de dicha
secuencia. Éstas zonas de altas presiones representan un alto riesgo durante la
perforación de los pozos, por lo que es importante predecir la magnitud de dichas
presiones para garantizar el éxito de la perforación.
La magnitud de la presión de poro y el gradiente de fractura puede calcularse
antes de la perforación con información obtenida de datos sísmicos y pozos
vecinos, durante la perforación con los parámetros de la perforación y después de
la perforación con los datos de los perfiles eléctricos de los pozos. El objetivo de
este estudio fue la predicción de la presión de poros y el gradiente de fractura para
la localización exploratoria Travi Este-CX, ubicado en el campo Travi al Norte del
estado Monagas; usando el programa de computación Drillwoks Predict version
10.5, primero con la información de los pozos vecinos, con la que se logró definir
la presión de poro y el gradiente de fractura para cada pozo, y de igual manera se
realizó la estimación de la geopresión y el gradiente de fractura con las
velocidades interválicas obtenidas de la data Sísmica pero con éstas no se logró
estimar de manera efectiva la magnitud de la presión de poro y gradiente de
fractura para localización exploratoria Travi Este-CX, debido a la poca calidad del
procesamiento de los datos sísmicos necesaria para realizar las estimaciones.
Por lo que fue necesario realizar un “top table” es decir una proyección de la
presión de poros, desde los topes litológicos del pozo vecino ya perforado con los
topes litológicos estimados para la localización Exploratoria Travi Este CX.
Hoy en día el campo Travi es un área productora rentable, por lo que
continúa siendo un prospecto para futuras perforaciones, y con el conocimiento
previo de toda la cuenca, y la información de los pozos existentes, se justifica, la
estimación de las geopresiones para una mejor planificación de las próximas
perforaciones, porque el conocimiento de éstas magnitudes, permite realizar un
diseño de asentamiento de revestidores, un buen programa de densidades de lodo
para perforar cada formación y reducir los problemas operacionales.
Por razones de procesamiento de la información suministrada, la estimación
del perfil de presión de poros para la localización exploratoria Travi Este CX, se
estimo por similitudes de formaciones litológicas con los pozos vecinos TRV-4X y
SBC-130X.
CAPÍTULO I
EL PROBLEMA
1.1 Planteamiento del Problema
Debido al intenso crecimiento de la demanda de productos de la industria
petroquímica, fuente principal de energía disponible, es indispensable que se
incrementen los conocimientos de los diferentes estudios de los procesos de
generación y acumulación del petróleo. Venezuela, país petrolero por excelencia,
requiere de profesionales altamente capacitados en la exploración, explotación y
transformación de este recurso natural almacenado en el subsuelo.
Esa demanda permite la exploración de nuevos campos, para determinar
zonas con potencial activo para la industria de los hidrocarburos, por lo que se
debe realizar una búsqueda avanzada de posibles áreas prospectivas.
En la actualidad, la gerencia de operaciones exploratorias de Petróleos de
Venezuela, S.A (PDVSA) División Oriente, cuenta con una amplia data de pozos
exploratorios del campo Travi y sus campos vecinos, Santa Bárbara y Jusepín
ubicados al Norte del Estado Monagas. Durante la perforación, los pozos
alcanzaron la profundidad de la arena productora de la Formación Naricual del
Campo Travi comprendidas entre la edades geológicas del Mioceno y el
Oligoceno, yacimiento que se encuentra entrampado con una roca sello llamada
Formación Carapita de la era del Mioceno, esta roca sello presenta una presión
por encima del valor de la presión de poros normal, producto del fluido altamente
conductivo y poco resistivo almacenado en ella y por el efecto de compactación de
los sedimentos, por lo que se estima que es un área de sobrepresión, también
llamado presión anormal, geopresión o sobre presurizada.
17
Los campos antes mencionados se encuentran en La Cuenca Oriental de
Venezuela la cual está situada en la zona Centro-Este de Venezuela y se
encuentra sub-dividida en dos sub-cuencas que son la sub-Cuenca de Guárico y
la sub-Cuenca de Maturín, en esta última es muy común encontrar Formaciones
geológicas sobre-presurizadas debido entre otras causas a la sedimentación
rápida en las secuencias deltáicas jóvenes, por lo que es necesario estimar las
magnitudes de las presiones para minimizar los riesgos operacionales que se
puedan presentar durante la perforación. Estas estimaciones inicialmente se
realizan a través de velocidades interválicas obtenidas de la sísmica y registros de
pozos vecinos, si existen. Generalmente las velocidades interválicas tomadas de
la sísmica a menudo no son ideales para estimar las presiones de poro, ya que
son procesadas en intervalos muy amplios en el muestreo y es necesario realizar
una correcta estimación, calibrando las presiones estimadas de la sísmica con
información de registros de pozos, pruebas de integridad, peso del lodo y medidas
directas de la presión de poro con Rational Functional Tester (RFT), Drill Stem
Test (DST) y Modular Formation Dynamics Tester (MDT).
La gerencia de operaciones geológicas de PDVSA tiene previsto perforar un
nuevo pozo en los bloques exploratorios del Campo Travi ubicados al Noroeste del
estado Monagas. Para la iniciación de la perforación del pozo de la localización
TRAVI ESTE-CX inicialmente la empresa cuenta con información de pozos
vecinos, y con la interpretación sísmica. Los pozos perforados en estos campos,
han presentado problemas operacionales en las zonas sobre presurizadas, por lo
que es indispensable comprender los principios físicos de estas presiones
anormales que se presentan durante la perforación dentro de estos campos tanto
en la sección Alóctona y como la sección Autóctona de la formación Carapita la
cual es una lutita y así reducir los problemas operacionales que se puedan
presentar.
18
La finalidad de este estudio es poder estimar el perfil de presión para la
localización exploratoria TRAVI ESTE CX partiendo de los datos sísmicos y los
perfiles eléctricos de los pozos vecinos seleccionados. Realizando una buena
calibración entre éstos, ya que la sísmica por sí sola no representa un análisis
óptimo de las evaluaciones de la presión de poro y el gradiente de fractura.
1.2 OBJETIVOS
1.2.1 Objetivo General
Estimar el perfil de presión de poro y gradiente de fractura para la
localización exploratoria Travi Este CX a partir de data sísmica y registros de
pozos vecinos.
1.2.2 Objetivos Específicos
1. Escoger la data del cubo sísmico del área y los perfiles eléctricos de los
pozos vecinos de la localización exploratoria Travi Este CX.
2. Calcular la presión de poro y el gradiente de fractura del área en estudio
desde la sísmica y los registros.
3. Calibrar la información de pesos de lodo, LOT, MDT, DST, e historia de
perforación, de los pozos con las curvas de presión de poro y gradiente de
fractura calculados.
4. Comparar los valores de presión obtenidos a través de la data sísmica y los
registros de pozos.
19
5. Estimar el perfil de presión de poro y gradiente de fractura para la
localización exploratoria Travi Este CX.
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
2.1 Antecedentes
Desde el nacimiento de la industria de los hidrocarburos hace 150 años, en
la ciudad de Titusville en Pensilvania EEUU, el 27 de agosto del año 1859, donde
se perforó el primer pozo para la extracción de petróleo en representación de la
Seneca Oil Company y liderado por el coronel Edwin Drake, surgieron muchos
estudios especializados, pero la mayoría se enfocaron solo en la zona geológica
que contiene el recurso no renovable. Pero al encontrarse entrampado en un
ambiente sedimentario subterráneo se creó la necesidad de estudiar lo que rodea
como por ejemplo las propiedades físicas de las rocas sellos que son las que
permiten que el fluido no migre hacia otras zonas.
Muchos autores se dedicaron a explicar el fenómeno de formación del
petróleo y entre esas explicaciones crearon una serie de ecuaciones e
interpretaciones gráficas que a continuación se relatan:
Desde el año 1957 al año 1979, los trabajos presentados por Hubbert, M.K. y
Willis, D.C. (1958) demostraron que el efecto del incremento del esfuerzo efectivo,
inducido por la producción de los fluidos del yacimiento, sobre la porosidad y
permeabilidad, no es sólo significativo cuando ambas propiedades son elevadas,
sino que también debe ser considerado cuando éstas tiene valores bajos; al
mismo tiempo que concluyen acerca de la importancia de la trayectoria de
esfuerzos sobre la permeabilidad vertical, horizontal y la porosidad. Esta
demostración aportará para este estudio la interpretación de los esfuerzos de las
rocas [1].
21
Clark, Jr (1961) acuñó el término "exceso de presión tectónica" durante su
discusión de compresión tectónica en el Golfo de Mexico [2].
Dickey, Ea y Cols. (1968) interpretaron las teorías desarrolladas sobre la
base de fallas. Con estos estudios se podrán comprender los movimientos
geológicos de la corteza [3].
Rieke, Hh y Chiligarian, Gv (1974), Magara, K (1974) y Plumley, Wj (1980)
examinaron la compactación como un mecanismo de "desequilibrio" anormal que
causa la presión del líquido. Basándonos en lo que realizaron estos científicos
interpretaremos las fuerzas que pueden generar los fluidos entrampados en las
rocas sedimentarias [4], [5],[6].
Según Gilreath, Ja (1968)[7], Johnson, Ha y Bredeson, Dh (1971) el
diapirismo de sal y lutitas, fue el responsable de la creación de unos entornos de
presión anormal en el Golfo de Mexico. Con estos estudios subsecuentes se podrá
deducir que los minerales contenidos en la roca y los fluidos también pueden
generar sobrepresiones [7].
Harkins, kl y Baugher, Jw (1969), Kharaka, Jk y cols. (1973), Donaldson
(1980) [8],[9], [10] examinaron la influencia de la temperatura de formación anormal
en el mantenimiento de las presiones de fluido anormalmente altas (especialmente
en la Costa del Golfo de los Estados Unidos).
Hanshaw (1967) B y Bredehoeft, Jd (1968) [11] investigaron Los cambios de
fase de los minerales durante la diagénesis y catagénesis
Hanshaw, B y Zen, E (1965) Swarbrick, Re y Osborne, Mj (1997) [12], [13]
analizaron todo lo referente a presiones osmóticas.
22
2.2 Fundamentos Teóricos de Presión de Poro y Gradiente de Fractura
2.2.1 Presión de Poros de la Formación
Para entender las fuerzas responsables de las presiones de los fluidos en el
subsuelo de un área dada se deben considerar los procesos geológicos que
ocurrieron previamente. Una de las distribuciones de presión más comunes y más
simples ocurre en los sedimentos someros que fueron depositados lentamente en
un ambiente deltáico (Figura 1).
Figura N° 1. Presión de los fluidos superficiales [14].
Cuando el material detrítico que es llevado por los ríos hacia el mar sale de la
suspensión y se deposita, los sedimentos así formados inicialmente no son
consolidados ni compactos, y por lo tanto, tienen una relativa alta porosidad y
permeabilidad. El agua de mar mezclada con estos sedimentos se mantiene
comunicada con el agua de mar y esta a la presión hidrostática. Una vez que ha
ocurrido la deposición, el peso de las partículas sólidas está soportado por los
puntos de contacto grano con grano, y las partículas sólidas asentadas no tienen
influencia sobre la presión hidrostática del fluido situado debajo. De modo que la
presión hidrostática del fluido contenido dentro del espacio poroso de los
23
sedimentos depende solamente de la densidad del fluido. A medida que aumenta
la profundidad de enterramiento, mediante la deposición sucesiva y continúa de
sedimentos, los granos de roca depositados previamente, estarán sujetos a mayor
carga, a través de los puntos de contacto grano a grano. Esto causa un
realineamiento de los granos a un espaciamiento más cercano, resultando en un
sedimento más compactado y de más baja porosidad. A medida que ocurre la
compactación se expele agua continuamente del espacio poroso decreciente. Sin
embargo, siempre que exista una trayectoria del flujo siempre permeable hacia la
superficie, el gradiente de potencia de flujo hacia arriba que se requiere para
expeler el agua de compactación será muy pequeño, por lo que se mantendrá el
equilibrio hidrostático [14].
Así, la presión hidrostática se puede calcular por
hP fluidoH **052,0 ρ= (Ecuación 1)
Pp = Presión de los fluidos de la formación o presión de poros en lbs/pulg2
ρ fluido = Densidad del fluido en lbs-galón
h = Profundidad en pies
0,052 = Constante conversión
2.2.2 Presión de Poro Normal
Se dice que una presión de poros es normal cuando es causada solamente por
la columna hidrostática del agua connata contenida en los poros de la formación y
existe comunicación con la superficie. El punto de contacto con la superficie no
tiene que ser necesariamente el nivel del mar [14].
24
2.2.3 Presión de Poro Anormal
En muchos casos, se encuentra que la presión de formación es mayor que la
presión normal para esa profundidad.
Las presiones de formación anormales (Figura 2) se encuentran en la
mayoría de las cuencas sedimentarias del mundo y los mecanismos que lo
pueden causar son:
• Efectos de la compactación.
• Efectos diagenéticos.
• Efectos de densidad diferencial.
• Efectos de la migración de fluidos.
Figura N° 2. Presión de fluido anormal [14].
El método de Bowers usa la lentitud del Registro sónico y parámetros
determinados empíricamente para establecer el esfuerzo efectivo vertical, el cual
25
es entonces sustraído de la sobrecarga (esfuerzo vertical total) para calcular la
presión de poro. Este método puede usarse para predecir la presión de poro
causada tanto por desequilibrios en la compactación como por el efecto de una
fuente mecánica. Con las ecuaciones 11 y 12 se realiza el cálculo de la presión
de poro con el Método de Bowers.
Bowers modifica la ecuación de Eaton que solo toma en cuenta el efecto de
la sobre-compactación para cálculo de presión de poro agregando un valor
empírico “U” denominado descarga durante el enterramiento (unloading), esto no
es más que la suma de la sobre-compactación con el fluido contenido entrampado
en la roca, (Figura 3) [14].
Figura N° 3. Gráfico de explicación teórica del Método de Bowers [14].
2.2.4 Conceptos de Esfuerzos
A diferencia de los líquidos, los cuales pueden oponerse a cargas iguales en
todas direcciones (distribución isotrópica), los sólidos pueden soportar cargas
diferentes en una gran variedad de direcciones.
26
Cuando un sólido está sujeto a fuerzas externas (por ejemplo, a fuerzas
ejercidas en un testigo de roca), éste reacciona redistribuyendo internamente las
fuerzas, llamadas esfuerzos (stresses). Ésto difiere en dos importantes vías
comparado con los líquidos:
• Difiere en su dirección espacial: Para un esfuerzo dado puede tener
cualquier orientación.
• Hay dos tipos: Estos difieren de acuerdo a como es aplicada la carga.
Si la carga es aplicada perpendicularmente a la superficie en cuestión,
el esfuerzo es llamado a ser normal, y puede ser compresivo o de
tensión. Las cargas tangenciales para una superficie dada produce lo
que es conocido como tensión de cizalla (shear stress).
Trabajos de campo en esfuerzos aplicados a la roca a menudo asume un
modelo simplificado para minimizar los cálculos necesarios. Este modelo asume
que en cualquier punto de la roca, existen tres planos de orientación desconocida,
pero interceptándose en ángulo recto, y sujetos solamente a un esfuerzo normal.
Para una roca dada, estos son llamados esfuerzos principales probablemente
difiriendo el valor uno del otro. La combinación de la gravedad más la tectónica
tiende a orientar el esfuerzo principal en uno vertical (σz) y dos horizontales (σx,y)
(Figura 4) La roca está siempre bajo cargas estáticas por compresión vertical, así
que el esfuerzo total resultante será un vector cuyos componentes serán el
esfuerzo de compresión vertical y el esfuerzo de compresión horizontal. Los
esfuerzos horizontales actúan en pares, ya sea uno principal y uno secundario, o
ambos principales. Una columna de roca entre estos esfuerzos tenderá a
comprimirse y a moverse como un esfuerzo cortante.
27
Figura N° 4. Orientación de los esfuerzos de la roca [14].
La actual orientación del componente del esfuerzo varía, pero generalmente
uno de estos aproximadamente corresponde al componente vertical. El modelo
además asume que el valor del esfuerzo vertical es igual a la Presión de
sobrecarga (Overburden Pressure) en un área tectónica "distendida" el esfuerzo
principal menor es el componente horizontal. La importancia de esto es que el
esfuerzo principal menor, y la presión de fluido de la formación, controlan la
cantidad de presión necesaria para abrir fracturas en la formación. Si por ejemplo
la presión del lodo excede la presión del fluido de formación más el esfuerzo
principal menor, ocurrirán fracturas y pérdidas de circulación [14].
2.2.5 Efectos de la compactación de las Rocas
El agua contenida en los poros se expande a medida que aumenta la
profundidad de enterramiento y aumenta la temperatura, mientras que el espacio
poroso se reduce por el aumento de la carga geostática.
28
Figura N° 5. Modelo de compactación de las rocas de Terzaghi (1948) [14].
Así, la presión de formación normal se puede mantener solamente si existe
una trayectoria de suficiente permeabilidad para permitir que el agua de las
formaciones escape fácilmente.
Para ilustrar este principio, en la Figura 5 se ve un modelo simple de
mecánica de suelos. En este modelo los granos de roca están representados por
pistones que se contactan unos con otros a través de un resorte. El agua connata
que llena el espacio entre los pistones tiene una trayectoria de flujo natural hacia
la superficie. Sin embargo, esta trayectoria puede ser restringida (representada
por la válvula del modelo).
Los pistones son cargados por el peso de la sobrecarga geostática σ sob, a la
profundidad dada de enterramiento. Soportando esta carga están: 1- El soporte
proporcionado por el esfuerzo vertical del contacto grano a grano o el esfuerzo de
la matriz σZ y 2- la presión de poros pP . De modo que se tiene:
pZSob P+= σσ (Ecuación 2)
29
Siempre y cuando el agua de los poros pueda escapar tan rápido como se
requiera por la tasa de compactación natural, la presión de poros permanecerá
igual a la hidrostática. El esfuerzo de la matriz continuará aumentando a medida
que los pistones se acerquen el uno al otro, hasta que el esfuerzo de sobrecarga
es balanceado.
En una cuenca sedimentaria real, si durante el curso de la subsidencia, el
fluido contenido inicialmente en los poros puede escapar libremente hacia la
superficie, posiblemente, a través de canales permeables continuos, se presentan
los siguientes fenómenos:
a. La porosidad decrecerá continuamente con la profundidad de
enterramiento.
b. La presión de poros (pp) siempre es aproximadamente igual a la
hidrostática.
c. El esfuerzo vertical de la matriz de la roca (σZ) será siempre un
máximo.
d. La lutita estará normalmente compactada
Sin embargo, si la trayectoria del flujo de agua hacia la superficie es
bloqueada o restringida, el esfuerzo de sobrecarga creciente causará
presurización del agua que contienen los poros sobre la presión hidrostática. El
volumen poroso, también permanecerá mayor que el normal para una profundidad
de enterramiento dada. La pérdida natural de permeabilidad mediante la
compactación de sedimentos de grano fino, tal como lutitas o evaporitas, puede
crear un sello, que puede desarrollar la creación de una presión anormal.
En este caso, si los fluidos solamente pueden escapar de los poros con
dificultad, se presentarán los siguientes fenómenos:
30
• La porosidad sólo decrecerá ligeramente con la profundidad de
enterramiento
• La presión de poros crecerá por encima de la presión normal
• σZ decrecerá por debajo del máximo
• La arcilla estará sub-compactada.
De esta forma, la subcompactación es un resultado de la presencia de
barreras de permeabilidad que rodean a la arcilla que impiden que la presión de
poros alcance el equilibrio hidrostático. Al no poder escapar el agua intersticial de
la matriz de la roca, bajo la sobrecarga, una gran parte de ésta transmite su
presión a cualquier yacimiento que esté por debajo de esta.
Se debe hacer notar que este fenómeno solamente ocurre cuando la matriz
es compresible, como en el caso de las lutitas. Esto no ocurre, por ejemplo, en
areniscas puras, en las cuales la estructura física inicial es tal, que la matriz es
incompresible y soporta la presión geostática o de sobrecarga sin transmitirla a los
fluidos que están en sus poros. Sin embargo, los lentes de arenas intercalados en
una lutita masiva forman un recipiente ideal de presiones anormales y son un
peligro potencial en perforación.
Existen varias causas para la formación de barreras de permeabilidad, que
varían ampliamente en su efectividad. Se pueden clasificar según su origen en
barreras físicas, químicas o una combinación de la dos. Las principales causas de
barreras de permeabilidad son:
a. Sedimentos de evaporitas: Por ejemplo la deposición de una evaporita
sobre una sección de arcilla estaría subyacente a una capa de roca
impermeable que impide que los fluidos escapen de los poros. La
barrera es perfecta.
31
b. Actividad tectónica: Una actividad tectónica grande puede resultar en
fallas y subsidencia rápida de bloques de fallas produciendo
restricción del escape de fluidos.
c. Sedimentación rápida: La deposición rápida de sedimentos, muy
común en cuencas deltáicas, causan que las arcillas sean
subcompactadas, ya que el fluido de los poros no tiene suficiente
tiempo para escapar. Este es el caso más común de
subcompactación. El sello no es perfecto, en este caso.
Dependiendo de la calidad de la barrera de permeabilidad se podría
encontrar una zona de transición.
Se deben considerar dos casos:
• Si la capa de roca impermeable efectúa un sello perfecto (como en el
caso de una sal), la lutita habrá sido preservada en su estado inicial
de compactación. En este caso no habrá zona de transición.
• En la lutita, los fluidos contenidos en los poros soportarán parte de la
presión de sobrecarga, y estará por consiguiente sobrepresionada
(presión anormal), aún cuando arriba de la capa de roca impermeable
el gradiente de presión será normal dependiendo de la densidad de
los fluidos en el sitio (Figura 6).
32
Figura N° 6. Zona de transición de diferentes Densidades con un sello Perfecto [14].
Sin embargo el gradiente de compactación dentro de las lutitas mantendrá la
misma función de su peso como en su deposición.
Hay dos puntos que se deben observar:
a) La densidad de equilibrio disminuirá durante la penetración de las lutitas con
presión normal. Como es imposible reducir la densidad de lodo sin bajar
tubería, siempre existirá el riesgo de que ocurra una pérdida de circulación o
un atascamiento por presión diferencial en el fondo del pozo.
33
b) La densidad de lutitas disminuirá bruscamente después de la perforación de la
capa impermeable, y luego aumenta suavemente con la profundidad siguiendo
una tendencia normal.
Si la capa de roca impermeable efectúa un sello parcial (como en el caso de
lutitas o formaciones fracturadas) habrá un flujo de fluido de los poros saliendo de
la zona de presión anormal hacia la zona de presión normal.
Los niveles superiores de la zona de presión anormal tenderán a
recompactarse a medida que sale parte de su fluido intersticial. Las partes más
profundas de la zona sufrirán menos desahogo de fluido debido al aumento de las
caídas de presión:
La recompactación parcial de las lutitas cerca de la roca impermeable da
como resultado que soporte una mayor parte de la presión de sobrecarga,
reduciendo así la presión de poros.
Al comienzo de la penetración de una zona de presión anormal, la situación
dinámica, resulta de una inversión del gradiente de compactación de las lutitas
(decrecen en densidad Vs profundidad) y un aumento de la presión de poros,
siguiendo un gradiente mucho mayor que el de los fluidos en sitio (Figura 7).
34
Figura N° 7. Decrecimiento de la Densidad Vs Profundidad y un aumento de la presión de poros [14].
Después de la zona de transición, el gradiente de presión generalmente
evoluciona paralelamente al de sobrecarga, pero también se encuentran casos en
que la presión de poros retorna hacia presiones más bajas (Figura 7).
Los cambios de la densidad bruta de las lutitas con la profundidad están
relacionados, principalmente, con el cambio de la porosidad de los sedimentos con
la compactación. La densidad de los granos de los minerales comunes que se
encuentran en depósitos sedimentarios, no varían mucho, y generalmente, se
pueden asumir como constantes a un valor promedio representativo. Esto también
es aplicable a la densidad de los fluidos contenidos en los poros.
35
La densidad bruta a una profundidad dada está relacionada con la densidad
de los granos ρg, la densidad de los fluidos contenidos en los poros de la
formación, ρfl y la porosidad φ.
Como sigue:
( ) φρφρρ *1* fluidogb +−= (Ecuación 3)
Figura N° 7. Variación de la Sobrecarga con los cambios de Densidades [14].
En áreas de significante actividad de perforación, el cambio de la densidad
bruta con la profundidad generalmente se determina por los métodos de registros
convencionales [14].
36
2.2.6 Clasificación de las Presiones de Formación
Presión Subnormal.- Si la presión es menor al gradiente hidrostático
entonces se define como una presión subnormal; es decir, cuando la presión
normal es menor a la presión hidrostática de la columna de fluido de formación y
es menor a un gradiente [15].
Presión Normal.- Es igual a la presión hidrostática ejercida por una columna
de agua de una densidad específica y que se extiende desde la superficie hasta
la profundidad de la formación. La presión hidrostática es proporcional al peso del
fluido y a la columna del mismo, sin embargo no se ve afectada por la forma o
tamaño del hoyo. Se ve afectada también por la concentración de sólidos
disueltos, así como por el gradiente de temperatura. El gradiente normal de
presión en la mayoría de los yacimientos es 0,422 Lpc/pie, el cual equivale a 8,5
Lpc/pies de peso de lodo equivalente. Esto significa que la salinidad del fluido es
aprox. 20.000 ppm. Algunas áreas tienen un gradiente de agua fresca de 0,433
Lpc/pie o 8,33 Lpc/pies [15].
Presión Anormal.- Un gradiente de presión que exceda el calculado para la
presión hidrostática está en presencia de una presión anormal, cuando es mayor a
la presión hidrostática de los fluidos de la formación. Llamadas también
sobrepresión (Overpressure) son aquellas presiones de formación en las que la
presión del fluido contenido en los espacios porosos de la roca, es mayor que la
presión de la columna hidrostática conteniendo agua salada a la profundidad de la
formación [15].
2.2.7 ¿Por Qué se debe Detectar las zonas de Sobre Presión?
La necesidad de detectar las presiones anormales en la Formación es
importante tanto para el ámbito de la seguridad como para el económico. El
37
conocimiento de la presión de poro puede reducir el riesgo de un descontrol del
pozo. Si se mantiene la presión hidrostática necesaria para el control de la presión
de formación, se reduce el costo de la perforación de un pozo.
En caso de penetrar una formación sobre presurizada, y la roca es
permeable, los fluidos se manifiestan en la columna del lodo (gas, agua salada,
aceite, CO2, H2S, etc), si la roca no es permeable o es de baja permeabilidad y si
la columna hidrostática no es suficiente para controlar la presión de la formación,
se provocarán derrumbes y ocasionará inestabilidad en las paredes del hoyo.
La inestabilidad del pozo puede ser causada por diferentes factores, las
lutitas pueden absorber agua cuando hay un alto filtrado, aumentar su presión de
poro y causar derrumbes. Sí el fluido de perforación tiene poca capacidad de
acarreo, ocasionará que los cortes caigan y rellenen el hoyo, observándose
resistencia al pasar la tubería, fricción al sacar la tubería o aumento de torsión al
estar en rotación la sarta.
2.3 Gradiente de Fractura
El gradiente de fractura es la presión máxima que puede resistir la roca sin
fracturarse.
La presión hidrostática a la cual se fractura una formación expuesta depende
de la presión a la que se encuentra los fluidos de la formación y a la presión de
sobrecarga actuante a la profundidad de la formación. Es importante conocer la
presión de fractura de la formación para no exceder la presión hidrostática y
ocasionar con esto una ruptura de la formación y una pérdida de lodo.
Una excesiva presión hidrostática o una alta densidad equivalente de
circulación pueden ocasionar un rompimiento de la formación. Las presiones
38
superiores a la fuerza de cohesión de la roca tienden a desarrollar fracturas
ocasionando con esto, perdidas de volumen de lodo circulación. Estas pérdidas de
lodo ocasionan también que los cortes de la formación se pierdan dentro de las
fracturas ocasionando que no puedan ser examinadas en la superficie, pero mas
significativos es el riesgo que se corre de un descontrol de pozo. La pérdida de
lodo reducirá la altura del nivel del lodo dentro del agujero decreciendo con esto, la
presión hidrostática en el punto donde es menor que la presión de la formación se
originará el descontrol o derrumbe del pozo. Si un pozo es cerrado al presentarse
el descontrol, nos registrará presiones en la tubería de perforación y en el espacio
anular, estas presiones actuando junto con la presión hidrostática pueden
ocasionar un fracturamiento en la formación.
La formación más débil y que se fractura más fácilmente si la presión
hidrostática es excesiva, se encuentra inmediatamente abajo de la última zapata.
El gradiente de fractura se expresa en términos de densidad equivalente de
fluido de perforación y está en función del gradiente de sobrecarga, el gradiente de
presión de fluido, la relación de esfuerzos horizontales o verticales, la naturaleza
del fluido fracturante y la permeabilidad de la formación.
Para determinar el gradiente de presión de fractura, debe asumirse que la
presión mínima requerida en el hoyo, para propagar una fractura existente, es la
presión necesaria para vencer el esfuerzo total o principal menor, involucrando allí,
la evaluación del esfuerzo principal mínimo (σ h).
Para la estimación de la presión de fractura, se utilizó el método Eaton (1969),
que se fundamenta en que la deformación de la roca es elástica y está
representada por medio del coeficiente de Poisson (μ) en la siguiente ecuación:
39
PF +⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−
= σμ
μ *1
(Ecuación 4)
Donde:
F = Fuerza.
μ = Coeficiente de Poisson.
σ = Esfuerzo.
P = Presión.
Y que basicamente el radio de Poisson (Poisson´s Ratio) y el gradiente de
sobrecarga (Overburden Gradient) varía con la profundidad, y Eaton determina
valores de Poisson en base a datos regionales de gradiente de fractura, al
gradiente de presión de formación y al gradiente de sobrecarga (Overburden
Gradient). La utilización del método de Eaton requiere que ya se hayan estimado
las presiones de los poros, el coeficiente de Poisson, y el gradiente de sobrecarga.
La ecuación para este cálculo es:
( ) ⎟⎠⎞
⎜⎝⎛
−−+=
νν
1PpOBGPpGF (Ecuación 5)
Donde:
=GF Gradiente de Fractura (Lpc/pie; lb/gal).
=Pp Gradiente de Presión de Poro (Lpc/pie; Lb/gal).
=ν Relación de Poisson (unidimensional).
=OBG Gradiente de Sobrecarga (Lpc/pie; lb/gal).
Basado en que la relación de Poisson y el gradiente de sobrecarga varían
con la profundidad, Eaton determinó valores de ésta relación en función de valores
regionales del gradiente de sobrecarga, como se muestra en la (Figura 8) [15].
40
Figura N° 8. Valores de Poisson en función del Gradiente de Sobrecarga y la profundidad [15].
2.3.1 Evaluación del Gradiente de Fractura En orden de prevenir un reventon mientras se perfora, es necesario
mantener el peso del lodo levemente superior que la Presión del fluido de la
formación para un nivel dado.
Cuando penetramos una zona anormalmente presurizada es necesario
incrementar la densidad del lodo para mantener el equilibrio de la nueva formación
perforada. Esto no obstante tiene severas consecuencias, una de las cuales es
incrementar la Presión ejercida por el lodo a lo largo del pozo.
Es necesario distinguir entre el gradiente más reciente y la prueba de
gradiente de fractura el que es obtenido mediante la prueba de presión (Leak Off
41
Test, L.O.T.), la cuál es tomada inmediatamente 10 pies por debajo del último
revestidor asentado, siendo este el punto más débil de la próxima fase. Este
procedimiento puede ser descrito como la inyección de lodo dentro de la
formación, vía porosidad o micro-fracturas. Así, en presencia de porosidad o débil
cementación del revestimiento el L.O.T. no corresponde al gradiente de fractura.
La información del gradiente de fractura es esencial para:
• Establecer el programa de perforación y la profundidad del
revestimiento.
• Determinar la máxima presión anular que puede ser tolerada cuando
se controla un (kick), para evitar reventones (Blowout) internos.
• Para estimar la presiones requeridas para una posible estimación de
fracturamiento hidráulico [16].
2.4 Presión de Sobrecarga
Es la presión ejercida por el peso de la capa de sedimentos más el fluido
contenido en los poros.
También se dice que es la presión que excede la presión hidrostática,
requerida para elevar una columna de fluido desde la formación hasta la
superficie.
Un entorno geológico hidrostáticamente presurizado es un sistema abierto
hidráulicamente, esto significa que es permeable y el fluido se comunica con la
formación. El fluido de los poros es libre para escapar durante la compactación, de
esta manera la presión del fluido es la presión hidrostática. Un sistema con alta
presión de formación anormal es esencialmente cerrado, obstaculizando o por lo
menos restringiendo la comunicación con el fluido, con el aumento de la carga
42
adicional de sedimentos, el fluido de los poros no puede escapar o al menos el
escape es muy lento para mantener el equilibrio hidrostático, y el fluido de los
poros parcialmente soporta la Presión de Sobrecarga, la compactación es
retardada, la presión de fluido es más grande que la presión hidrostática.
En la evolución de la presión de formación, un sello efectivo, o una barrera
permeable, debe existir cerca del tope de la formación sobrepresionada. El sello
actúa simultáneamente como una barrera de presión, por ejemplo en el Norte de
la Cuenca del Golfo de México es tomado como una barrera vertical, que consiste
en una Lutita y Limolita masiva e impermeable.
La industria del petróleo usualmente utiliza el gradiente de presión como una
medida cuantitativa de la presión del fluido de formación. En el Norte de la Cuenca
del Golfo de México, la presión de gradiente hidrostático es tomada como 0,465
psi por pie asumiendo una densidad de una solución conteniendo 80.000 ppm de
cloruro de sodio. La sobrecarga o presión de la roca se incrementa en 1,0 psi por
pies.
De esta manera cualquier gradiente de presión de fluido de formación entre
0,465 y 1,0 Lpc/pie es considerado geopresionado.
La magnitud de la geopresurización es generalmente clasificada como baja o
media (0,465 psi/pies < gradiente de presión de fluido < 0,65 psi/pies), intermedia
o moderada (0,65 psi/pies < gradiente de presión de fluido < 0,85 psi/pies) y alta
(gradiente de presión del fluido > 0,85 psi/pies). La profundidad de las formaciones
geopresurizadas varían regionalmente, y la superficie que delinea la distribución
de las formaciones geopresionadas es definida como “Tope de Geopresión” [16].
43
2.4.1 Evaluación del Gradiente de Sobrecarga El conocimiento del gradiente de sobrecarga es de primordial importancia
cuando evaluamos la presión de formación y el gradiente de fractura.
Debido a la compactación de los sedimentos y el consecuente incremento de
la densidad con la profundidad, el gradiente de sobrecarga se incrementa
rápidamente debajo de la superficie, logrando alcanzar valores que tienden a
estabilizarse debajo de cierta profundidad. Aunque no surgen significativos errores
asumiendo un gradiente constante en tierra (on shore), requiere sumo cuidado
cuando se tienen grandes espesores de sedimentos pobremente consolidados y
capa de agua.
Calcula el gradiente de sobrecarga implica, el conocimiento de la densidad,
obtenida de los registros eléctricos, densidad de las lutitas y/o datos sísmicos.
Para este caso la sobrecarga se calculó usando el registro de densidad,
fundamentándose en la siguiente ecuación:
dzgdzgzv ρρσ ∫ −= )( (Ecuación 6)
Donde: ρ : Densidad de los diferentes estratos gr/cc.
g : Gravedad terrestre.
z : Variable de integración en función de la profundidad, a través de los
datos suministrados por el registro de densidad (RHOB) [16].
44
2.5 Origen de las Presiones Anormales
Se han identificado varios mecanismos que pueden provocar presiones
anormales en cuencas sedimentarias. Para que exista un estado de presiones
anormales se necesita un sello o barrera de permeabilidad, ya sea vertical o
transversalmente. El sello puede ser de cualquier material o combinación de
materiales en el subsuelo que previenen la migración del fluido. El sello puede ser
físico, químico o una combinación de ambos.
Los sellos verticales pueden ser domos de sal, limolita, dolomitas, lutitas,
calizas con muy baja permeabilidad, etc. Algunos sellos transversales son las
fallas.
Las causas más comunes de sobrepresión son efectos de compactación,
barreras de permeabilidad, causas diagéneticas, fenómeno osmótico, colocación
estructural, cementación, transformación mineral entre otros [17].
2.5.1 Efectos de Compactación El proceso normal de sedimentación se efectúa con el depósito de capas de
partículas de diferentes rocas. Conforme transcurre la depositación, la presión de
sobrecarga se incrementa. Las capas inferiores son forzadas hacia abajo. Al
aumentar la presión de sobrecarga, la roca subyacente debe absorber la carga.
A mayor contacto entre los granos de las partículas de la roca, su resistencia
aumenta (Esfuerzo de matriz) reduciendo con esto, la porosidad. Si el proceso
normal de compactación se interrumpe no permitiendo que los fluidos de los
espacios porosos se escapen. La matriz porosa no podrá aumentar el contacto
grano a grano, o sea su capacidad para soportar presión de sobrecarga. Entonces
45
los fluidos de los poros tendrán que soportar una presión anormal de sobrecarga,
produciendo presiones de fluido, mayor que las normales.
En resumen, la compactación anormal es consecuencia de un depósito
rápido, el intervalo de tiempo, no permite la salida del agua de los poros,
transmitiendo cierta sobrecarga hacia el agua de los poros, generando con esto
una sobrepresión.
El requerimiento primario para que se presente esté fenómeno, es la
existencia de un sello de presión que impide que salga el fluido. Este sello puede
ser una sección de lutita limpia o alguna otra roca que haya sufrido de pérdida de
permeabilidad por compactación de sedimentos de grano fino, tales como arcillas
o evaporitas. Entre las causas de la compactación se encuentran: Reposición
rápida de sedimentos, fallas que actúan como sellos regionales, intercalaciones de
lutitas y areniscas, lutitas marinas impermeables, y diagénesis [17].
2.5.2 Barreras de Permeabilidad
En una alternancia de lutitas y arenas, las lutitas predominan en los
depósitos rápidos y no dan tiempo para que el agua sea expulsada, en el
momento de la compactación ocasionando con esto, una presión anormal. Es por
eso que un depósito grueso de capas de lutitas sobre un área determinada
suministra un sello.
La secuencia de cuerpos gruesos de lutita durante la compactación tiene
efectos sobre la hidrostática desarrollada. La lutita no es completamente
impermeable y hay algunos movimientos de agua a través de ella. El agua
asciende por efecto de la presión de sobrecarga.
46
Al aumentar la presión de sobrecarga, aparece un incremento de
temperatura y una reducción de porosidad y permeabilidad [17].
2.5.3 Diagénesis
La diagénesis es un término que se refiere a la alteración química de los
minerales de la roca por conceptos geológicos. Las lutitas y los carbonatos sufren
cambios en su estructura cristalina, por lo cual contribuye a la causa y/o
generación de presiones anormales. Un ejemplo que se cita frecuentemente es la
posible conversión de arcillas montmorrilloníticas a arcillas ilíticas y Caoliníticas,
durante la compactación en presencia de iones potasio. Esto ocurre porque el
agua que se encuentra presente en los depósitos de arcillas se divide en dos
formas. 1) Como agua libre en los poros y 2) Como agua de hidratación, que es
sostenida más frecuentemente dentro de la estructura de capas de las lutitas. El
agua de los poros se pierde al principio durante la compactación de las arcillas
montmorilloníticas, y el agua ligada dentro de las estructura de intercapas de las
lutitas tiende a permanecer por más tiempo, después que alcanza una profundidad
de enterramiento en el cual haya una temperatura de 200 °F a 300 °F, la
montmorillonita deshidratada desprende las últimas intercapas de agua y se
transforma en ilita.
La liberación del agua del espacio poroso del mineral, representa un cambio
en el ambiente hidrodinámico de los sedimentos, esta liberación del agua
ocasionará una sobrepresión.
Al aumentar la sobrecarga, la salinidad sufre variaciones, la del agua
atrapada aumenta ligeramente, mientras que la de los poros disminuye. A más de
3000 pies, la sobrecarga es la suficiente para romper la unión iónica de iones y
cationes con el mineral arcilloso. Al aumentar la profundidad, se incrementa la
salinidad del agua de los poros y disminuye la salinidad del agua atrapada en las
47
arcillas. Estos factores son los responsables del origen y retención de la
sobrecarga [17].
2.5.4 Fenómeno Osmótico
Las capas que permiten el paso de solventes pero no solutos, se llaman
membranas semi-permeables, estas membranas podrán permitir el paso del agua
a través de ella, sin permitir el paso de las sales. Cuando dos soluciones de
diferentes concentraciones salinas son separadas por unas membranas semi-
permeables, una fuerza causa una filtración de agua desde la solución que tiene
baja concentración de sales hasta la mayor concentración de sales de ambos
lados de la membrana sea igual, esta fuerza es conocida como presión osmótica.
Hay dos procesos distintos asociados con la membrana semi-permeable. La
filtración que permite el paso del agua, pero no de los iones disueltos en ella y la
generación de la presión osmótica donde existen dos soluciones de diferentes
concentraciones salinas en cualquier lado de la membrana. Una presión osmótica
moverá el agua de menor salinidad hacia donde se encuentra el agua de mayor
salinidad.
Finalmente la presión osmótica alcanzará un punto de presión de
compactación, al no poder escapar más agua, la formación retendrá las
condiciones de presión de formación sobrepresionada [17].
2.5.5 Formación de un Sello
Durante el depósito normal de los sedimentos, quedan atrapados ciertos
fluidos en las formaciones que al depositarse posteriormente en material sellante,
no se transmiten las presiones de sobrecarga a la carga inferior, cuando aumenta
la carga que comprime estas formaciones.
48
Sellos físicos.- Pueden ser debido al depósito de materiales de grano muy
fino o un depósito de carbonato, sal o bien materiales no porosos que sometidos a
temperaturas elevadas, se cristalizan formando sellos impermeables, dando origen
a presiones anormales.
Sellos químicos.- Este sello se origina cuando durante el depósito ocurre
una reacción entre los materiales depositados, lo cual da origen a compuestos que
reducen sustancialmente su permeabilidad.
Sellos físico – químicos.- Estos sellos son una combinación de las dos
reacciones anteriores, ya sea que una reacción química de origen a la acción
física o viceversa. Un ejemplo claro es la hidratación del sulfato de calcio que
origina una reducción en su volumen hasta en un 40 % disminuyendo la
permeabilidad de la formación [17].
2.6 Estimaciones de las Presiones de Formación Antes de la Perforación
2.6.1 Detección de la Sobre Presión
La oportuna identificación de una zona de presión anormal y una exacta
estimación de la magnitud de la sobre presión, pueden significar seguridad y
economía en las operaciones de perforación. Existen algunos métodos para
detectar las presiones anormales durante la perforación de pozos.
Detección de la sobre presión
1. Método de velocidad sísmica.
2. Método de datos de perforación.
3. Método de registro sónico y resistividad de pozos vecinos.
49
En cualquier caso, la precisión del método depende del cuidado e
interpretación de los datos obtenidos. Un punto clave en cada método es el
carácter establecido de las variables normales de la presión de una zona y
compararla con el comportamiento en las zonas de presión normal. Cada método
es considerado en dos secciones: El primero encierra la teoría básica detrás del
método. La segunda nos dará la práctica en la recopilación y análisis de los datos
[18].
2.6.2 Método de Velocidad Sísmica
Este método básicamente consiste en efectuar disparos superficiales en
puntos ubicados a mucha distancia a lo largo de una sección de registro sísmico,
estos datos pueden adecuarse de tal forma que simule un registro acústico
promedio, como un intervalo de tiempo de tránsito contra la profundidad.
Existe una correlación entre el intervalo de velocidad (intervalo de tiempo de
viaje) y factores como la litología y grado de compactación de la roca. Este
intervalo del tiempo de viaje varía exponencialmente con la profundidad. Cualquier
cambio en la desviación de la tendencia normal de compactación significa un
cambio litológico.
El sismógrafo de reflexión mide el tiempo requerido para que una onda
sísmica viaje de un punto de origen a un horizonte reflector y su regreso al
graficador en la superficie. Las propiedades particulares de la roca asociadas con
las presiones anormales (baja densidad y velocidad) tienden a producir menor
contraste acústico que lo normal.
Teóricamente de acuerdo a los dos efectos mencionados anteriormente se
pueden referenciar que los tiempos de tránsito para materiales de matriz comunes
y fluidos contenidos en los poros son (tabla 1) [18].
50
TABLA N° 1. TIEMPO DE TRÁNSITO PARA DIFERENTES MATRICES Y FLUIDOS DE FORMACIÓN [18].
Material de la Matriz Tiempo de Tránsito de la Matriz (microsegundos pies)
Dolomita 44
Calcita 46
Caliza 48
Anhidrita 50
Granito 50
Yeso 53
Cuarzo 56
Lutita 62 a 167
Sal 67
Arenisca 53 a 59 Fluidos Contenidos en los Poros Tiempo de Tránsito de la Matriz (microsegundos pies)
Agua (destilada) 218
100.000 ppm Nacl 208
200.000 ppm Nacl 189
Aceite 240
Metano 626∗
Aire 910
∗ Válido solo para 14,7 lbs/pulg² y 60°F
2.6.3 Análisis de la Velocidad
La herramienta básica para predecir zonas de presión anormal desde la
superficie es un análisis de la velocidad a través de los datos obtenidos con el
registro sísmico de reflexión.
La curva resultante del análisis de velocidad es una representación del
comportamiento de la velocidad sónica a través de los estratos a ser perforados.
51
Puesto que la velocidad aumenta con la densidad bruta de las formaciones,
el registro muestra el gradiente de crecimiento de la velocidad debido a la
compactación originada por la sobrecarga. Las anormalidades en la curva se
pueden presentar por variaciones en el tipo de roca, como por ejemplo, areniscas
o rocas muy compactadas, o cambios en la compactación indicando condiciones
de presión no usuales o cambios en la edad geológica.
Las rocas dentro de zonas de presiones anormales serán menos
compactadas que en las zonas de presión normal, debido a que los fluidos que
están en los poros de la formación, soportan más sobrecargan como se dijo
anteriormente. De modo que en esto casos, las velocidades serán menores, y
éstas serán indicadas por movimientos de la curva hacia la izquierda.
La construcción de un análisis de velocidad es relativamente simple si se
dispone de datos de puntos de profundidad común (CDP) en forma digital.
Todas las trazas sísmicas con un punto superficial común de reflexión,
asumiendo un buzamiento de cero, son colocadas justo agrupándolas mediante un
"apilamiento" sísmico. Puesto que las trazas son registradas a distancias
diferentes (desplazamientos) de la fuente de energía (punto de disparo), el
horizonte de reflexión común aparecerá como una hipérbola cuando las trazas son
mostradas en el orden de sus distancias a la fuente de potencia [18].
La ecuación de la hipérbola se puede expresar de la forma siguiente:
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛+= 2
222
VstX
TTi io (Ecuación 7)
52
Donde:
Ti =Tiempo doble de reflexión para cada traza en el receptor considerado.
To =Tiempo doble de reflexión para una reflexión vertical.
Xi =Distancia horizontal desde la fuente hasta el receptor considerado y 2Vst
es la velocidad de coherencia máxima.
Substrayendo una traza de otra, la velocidad se deriva así:
( )( ) ⎟
⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛
−−
= 21
22
21
22
2 TTXXVst (Ecuación 8)
2.6.4 Datos Sísmicos
La técnica trata principalmente sobre la compactación normal de las
formaciones a medida que aumenta la profundidad. Cuando esta tendencia de
compactación normal se interrumpe, la velocidad de las ondas de sonido se
reduce en esta zona. Estos cambios de velocidad pueden ser detectados y
convertidos en grados de Presión Anormal de los fluidos que están en los poros de
la formación. Una formación con Presión Anormal se diferencia de una formación
con presión normal, porque exhibe una o más de las siguientes propiedades:
• Más altas porosidades.
• Más altas temperaturas.
• Más baja salinidades del agua de formación en arenas.
• Más bajas densidades totales.
• Más bajas resistividades de las lutitas.
El sismógrafo de reflexión mide el tiempo que una onda sísmica tarda en ir
desde un punto de explosión (o de tiro) a un horizonte de reflexión subsuperficial y
su regreso a un punto de registro de superficie. Si la velocidad de la onda sísmica
53
a través de la columna sedimentaria hasta un horizonte reflector se conoce, la
profundidad de este horizonte reflector puede ser calculada [18].
2.6.5 Velocidades Interválicas
Cuando la estructura no es demasiado compleja y las series son
suficientemente espesas, es posible calcular y evaluar los tiempos de tránsito y
calcular la propagación de cada intervalo en la formación. Esta velocidad es
función no solamente de la densidad, porosidad y el fluido contenido en las rocas,
si no también de sus propiedades elásticas y condiciones de los esfuerzos. El
intervalo de velocidad solo es insuficiente para hacer una estimación de esos
parámetros, pero si las observaciones recogidas de los pozos vecinos son
tomadas en cuenta, las variaciones laterales y verticales podrán ser evaluadas.
Dos aspectos del análisis de velocidad son útiles en la determinación de
anomalías de presión:
• Estableciendo curvas de velocidad / profundidad, traducidas en Δt de
tiempo de tránsito (las zonas sobrecompactadas, por la virtud de su
más baja densidad, más alta porosidad, y el anormalmente bajo
esfuerzo vertical, tienen velocidades más bajas)
• El intervalo de velocidad, el cual depende de la litología y para una
litología dada, por su estado de compactación. Dada una condición
normal de compactación, la velocidad gradualmente se incrementa
con la profundidad.
La velocidad de un intervalo es función de su máximo enterramiento, pero para
una cuenca tectónicamente inactiva, la velocidad puede ser relacionada
directamente con la profundidad. La curva de compactación normal graficada en
las velocidades es conocida como tren de compactación (Figura 9) [18].
54
Figura N° 9. Velocidades Interválicas [18].
2.6.6 Análisis de Reflexión
La forma clásica de representar el tiempo de tránsito es mediante el
conocimiento de una sección sísmica. El tiempo, está relacionado a las imágenes
de los ecos recibidos por cada punto establecido en la superficie que están
alineados uno con el otro. Los distintos horizontes reproducen una
"litoestratigráfica interfase". Este método provee una muestra de la estructura del
subsuelo en un plano vertical. Examinando los datos provistos por estos
reflectores ubicados más allá del pozo de referencia es posible realizar
correlaciones para predecir las secciones geológicas que se van a atravesar.
De todos modos, en el pozo el geólogo puede utilizar el dipmeter, o el perfil
sísmico vertical (vertical seismic profile VSP) para correlacionar el Log geológico
55
con la sección sísmica. Cuando nos aproximamos a una zona sobrecompactada o
a una zona de falla, el reconocimiento de estos marcadores de perforación (drillers
markers) nos provee una estimación más exacta del espesor a perforar antes de
penetrar una zona de riesgo [19].
Figura N° 10. Procesamiento correcto de las Velocidades Interválicas para la estimación de la Presión de Poro [19].
Después de procesar la data Sísmica, con esa data se puede realizar:
• Un registro de Densidad sintético con la siguiente ecuación:
Ecuación de Gadner para análisis de densidad a partir de velocidades
BAV=ρ Ecuación 9
Donde:
56
ρ=Densidad.
A=Coeficiente 0,23.
B= Coeficiente 0,25.
V=Velocidades segpies / .
• Trend de Compactación Normal con la ecuación: Ecuación de velocidades interválicas de Bowers para el cálculo del Trend de
Compactación:
BVV normmudlineN σΑ+= (Ecuación 10)
Donde:
=NV Velocidad en pies/seg.
mudlineV =Velocidad de referencia en la línea de flujo aproximadamente 5.000
pies /seg.
normσ = Esfuerzo efectivo asumiendo la presión normal
=ΑyB Son dos variables empíricas que representan un mejor ajuste para la
relación entre la velocidad y el esfuerzo efectivo sobre la base de la ubicación de
donde los datos fueron tomados.
• Cálculo de la Presión de Poro con la ecuación de Bowers para calcular Presión de Poros con Velocidades Interválicas:
Donde el término del registro sónico ⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛DT
610 es necesario sustituir por
términos de Velocidades Interválicas ⎟⎠⎞
⎜⎝⎛ −
Avv ml . Y el parámetro de entrada es la "
profundidad de velocidad máxima " profd max ≥ que controla si la descarga se ha
producido o no. Si la descarga no ha ocurrido la ecuación a utilizar es la siguiente:
57
( )
ofundidadAvv
OBGPp
Bml
Pr
/1
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛ −
−= (Ecuación 11)
Si profd max ≤ entonces el comportamiento de descarga es asumido y la
presión de poro se calcula de la siguiente manera:
( )( )( )
ofundidadAvv
OBGPp
BUmlU
Pr
/1
max ⎟⎠⎞
⎜⎝⎛ −
−=
−σ (Ecuación 12)
( )Bml
Avv /1
minmax ⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛ −
=σ (Ecuación 13)
donde:
=maxσ Esfuerzo máximo.
=OBG Gradiente de sobrecarga (Lpc/pie; Lb/gal etc).
=Pp Presión de poro (Lpc/pie; Lb/gal etc).
v = Velocidad interválica (microseg/ft).
=UBA ,, Valores empíricos.
=maxv Velocidad a la cual ocurre la descarga durante el enterramiento de
los sedimentos a una profundidad mayor a la mínima.
=maxd Profundidad mínima de la descarga durante el enterramiento de los
sedimentos.
Profundidad = Profundidad referenciada en TVD (true vertical depth).
58
Luego de una estimación adecuada de presión de poro con velocidades
interválicas la presión de poro debería de ajustarse a la presión estimada con los
registros luego de que la localización sea perforada ver (Figura 11) [19].
Figura N° 11. Comparación de cálculo de Presión de Poro antes de la perforación y
después de la perforación [19].
• Cálculo de la Presión de Poro con la ecuación de Bowers para calcular Presión de Poros con Velocidades Interválicas:
Ecuación de Velocidades Interválicas de Bowers para el cálculo del gradiente
de fractura:
( ) ⎟⎠⎞
⎜⎝⎛
−−+=
vvPpOBGPpGf
1 (Ecuación 14)
Dónde:
=Gf Gradiente de fractura (Lpc/pie), (lb/gal), (Kpa/m), (g/cc).
=Pp Presión de poro (Lpc/pie; Lb/gal etc).
=OBG Gradiente de sobrecarga (Lpc/pie; Lb/gal etc).
=v Relación de Poisson (adiemsional).
59
2.7 Estimaciones de las Presiones de Formación Mientras se Perfora
2.7.1 Velocidad de Perforación (R.O.P)
Durante el curso normal de la perforación, la velocidad decrecerá
uniformemente al aumentar la profundidad cuando las condiciones de perforación
se mantienen constantes:
1. Peso / barrena.
2. Velocidad de rotaria.
3. Presión de bomba.
4. Características del lodo (densidad y viscosidad).
La velocidad de perforación nos puede indicar indirectamente cambios en la
presión de poro o la litología. La disminución de la velocidad de perforación a
profundidad disminuye debido a las siguientes causas:
1. Las formaciones llegan a hacerse más consolidadas por la influencia
de la presión de sobrecarga, aumento de temperatura de la formación
y pérdida de fluido de los poros de la roca en el proceso de
compactación, por todos estos factores se incrementa la fuerza de
cohesión de la roca haciéndola más dura a la penetración.
2. La presión diferencial que existe entre la presión hidrostática y la
presión de formación, si aumenta la presión diferencial, la velocidad de
penetración disminuye. Con densidad de lodo y gradiente de presión
constantes, la presión diferencial se incrementa con la profundidad en
forma lineal, no obstante, el efecto en la velocidad de penetración, es
que disminuye más rápidamente que lineal.
60
3. Otras causas que hacen que la velocidad de perforación disminuya es
la alta viscosidad del lodo, la baja limpieza del fondo del agujero y el
estado de desgaste de la barrena, este factor debe ser considerado al
interpretar la tendencia de la curva de velocidad de penetración.
La observación de los cambios de velocidad de la perforación es un medio
directo para detectar arcilla o formaciones de arena con sobrepresión.
Generalmente cuando la mecha penetra una formación con sobre presión, la
velocidad de penetración aumenta (puede suceder que con un lodo base en
petróleo y mecha de diamante, la velocidad puede decrecer). [18]
Cuando se está perforando a través de una zona de transición entre una zona
de presión normal a una zona de presión anormal, las variaciones en las
propiedades de la roca y el comportamiento de la mecha, generalmente,
proporcionan varias indicaciones indirectas de la presión de las formaciones. Para
detectar estos cambios se dispone de instrumentos superficiales para registrar
continuamente los parámetros de perforación relacionados con la tasa de
penetración de la mecha. Además de esto, se verifican cuidadosamente varias de
las variables asociadas con el fluido de perforación y los fragmentos de roca,
(Figura 10) [20].
61
Figura N° 10. Gráfico de comportamiento de la R.O.P mientras se perfora [20].
2.7.2 Análisis de los Datos de Comportamiento de Perforación
Los cambios en el comportamiento de la mecha, se pueden detectar a través
de medidas hechas en superficie: Tasa de penetración (Rate of Penetration R.O.P
tasa de penetración), carga en el gancho (Weight of Bit, W.O.B peso sobre la
mecha), velocidad de la mesa rotaria y torque.
La tasa de penetración de la mecha, generalmente cambia con el tipo de
formación. Así, un registro de tasa de penetración se puede usar frecuentemente,
para ayudar a la correlación litológica con pozos vecinos con presiones de
formación conocidas. Además, la penetración, en un tipo de roca dado tiende a
decrecer con el aumento de la profundidad. Sin embargo cuando se encuentra una
zona de transición dentro de una presión anormal, ésta tendencia normal es
alterada. Justamente, encima de la zona de transición de un gradiente de presión
62
anormal de poros de formación se encuentra frecuentemente, una formación dura
que conduce a una tasa de penetración más baja que la normal.
Estos sellos pueden variar en espesor, desde unos pocos pies a cientos de
pies. Justamente, por debajo de esta capa de roca, la tendencia de la tasa de
penetración normal se invierte, y se puede observar un aumento de la tasa de
penetración con la profundidad. (La Figura 13) muestra un claro ejemplo de este
fenómeno. Observar la posible correlación entre el registro de tasa de penetración
y el registro inducción eléctrico.
Observar también la inversión de la tendencia de la tasa de penetración
decreciente con la profundidad para las formaciones lutititas en la zona de
transición.
Se piensa que las razones para el usual aumento de la tasa de penetración
en la zona de transición de formaciones de permeabilidad baja son:
• Un decrecimiento del diferencial de presión, a través del fondo del
pozo
• Una disminución en la resistencia de la roca causada por una
compactación baja.
La tasa de penetración es afectada por muchas otras variables, diferentes
al tipo de formación y presión de poros de la formación.
1. Tipo de mecha.
2. Diámetro de la mecha.
3. Tamaño de las boquillas de la mecha.
4. Desgaste de la mecha.
5. Peso sobre la mecha.
6. Velocidad de la mesa rotaria.
63
7. Tipo de lodo.
8. Densidad del lodo.
9. Viscosidad del lodo.
10. Contenido de sólidos.
11. Presión y tasa de bombeo.
Figura N° 13. Correlación entre el registro de tasa de penetración y el registro inducción eléctrica [20].
Los cambios de las variables pueden afectar la tasa de penetración, así, es
difícil detectar cambios en la presión de formación, usando solamente datos de
tasa de penetración [20].
64
2.7.3 Exponente de Perforación “Dxc”
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡
=
610)()(12log
)(60)/(log
xinBrocaladeDiametrolbsWOBx
RPMNxhrftROP
D (Ecuación 15)
Un valor del Dxc corregido referido al peso del lodo y a la presión normal de
poro, es usado para permitir una predicción razonable de la presión de poro.
Así:
"")/(
)( dxgalLbsnCirculaciodeeEquivalentDensidad
ppgNormalGradienteDxc = (Ecuación 16)
La tendencia de la presión de poro de la formación se construye usando la
siguiente ecuación:
⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−−=
2.1
)()/(Prn
on Dc
DcxPSSpieLpcFormacióndeesión (Ecuación 16.1)
Donde: S = Gradiente de sobrecarga (Lpc/pie).
Pn = Presión normal de poro (Lpc/pie).
Dco = Dxc observado.
Dcn = Dxc normal.
El método Ratios está basado en la hipótesis de que la diferencia entre el
Trend Normal del DxcN sobre el Dxc observado a una profundidad específica sea
proporcional a un incremento en la presión de formación.
65
( )⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛=
observadoDTrendDPpielpcmaciónesióndeforxC
xCnn */Pr (Ecuación 17)
Donde:
Pn : Gradiente normal de formación (lpc/pie)
La ecuación Dexp se puede utilizar para detectar zonas de transición entre
presiones normales y anormales, si la densidad del fluido se mantiene constante.
Esta técnica consiste en graficar los valores obtenidos del exponente D en un tipo
dado de formación, de baja permeabilidad, como una función de la profundidad.
Casi siempre el tipo de formación seleccionado son lutitas. Los datos de
perforación obtenidos para otros tipos de formaciones, son omitidos en los
cálculos. En las formaciones de presión normal, el exponente D, tiende a
aumentar con la profundidad. Cuando se encuentran formaciones con presiones
anormales, ocurre una desviación de la tendencia de presión normal, en la cual el
exponente D aumenta a una tasa menor con la profundidad.
Donde la litología es constante el D exponente nos provee de una buena
indicación de:
• El estado de la compactación (ejemplo: Porosidad)
• Diferencial de presión
Calculando el D exponente en lutitas, nos permitirá entender los estadios de
compactación y revelar cualquier sobrecompactación (Figura 14).
66
Figura N° 14. Diagrama esquemático del D´exponente en una zona sobrecompactada (undercompacted) [20].
2.7.4 Densidad de las Lutitas
La densidad de los recortes de lutitas puede indicar presiones anormales
como los sedimentos con presión anormal han retenido un alto % de agua en los
poros, su densidad es menor comparada con las lutitas compactadas
normalmente. La medida de la densidad de lutitas es uno de los más antiguos
métodos para determinar zonas anormalmente presurizadas. Ésto está basado en
el principio que la densidad de lutitas en una zona sobrecompactada se
incrementa menos rápidamente y cae en comparación con la densidad de lutitas y
arcillas normalmente compactadas.
Bajo condiciones normales, la densidad de las lutitas se incrementará con la
profundidad a un valor máximo de compactación. Dos propiedades de las lutitas,
relacionadas con la sobrepresión son:
1. Densidad.
2. Capacidad de cambio de cationes.
67
La primera, refleja el grado de compactación de la roca. La segunda nos da
una visión dentro de la química de las arcillas.
Las variaciones en la porosidad son paralelas a los cambios de la densidad
de las lutitas.
La densidad de los cortes de lutitas recuperados en la superficie, puede ser
determinada mediante análisis.
El método mas adecuado para la determinación de la densidad de las lutitas
es el de “porosímetro de mercurio“, equipo idéntico al usado en el análisis de
núcleos.
Otro método práctico que nos ayuda a determinar la densidad de las lutitas
es por medio de la balanza que se usa para pesar el lodo.
1. Llenar el depósito de la balanza con muestra de lutita lavada y anotar
la lectura.
2. Llenar con agua el depósito y anotar la nueva lectura.
3. Aplicar la formula.
Densidad = 8,33 / 16,66 – peso total = gr/cm3
Este método tiene la desventaja de que muestra las variaciones de densidad
junto con los cambios en la relación lutita/arena.
Selección de la profundidad correcta para asentar un revestidor.
68
Para trazar la línea de lutita en el registro gamma ray la ecuación que se
utilizó fue:
minmax
min
GRGRGRGRVLutita−
−= (Ecuación 18)
Donde:
V Lutita= Volumen de la lutita.
GR, GRmax y GRmin= son los puntos litológicos de la lutita tomados en el
registro de Gamma Ray.
El éxito de la perforación en zonas de alta presión, depende en gran parte en
seleccionar la profundidad óptima para el asentamiento de la tubería de
revestimiento, debe evitarse perforar mucho dentro de la zona sobrepresión.
Asentar un revestidor muy arriba de la zona de presión anormal puede
ocasionar algunos problemas tales como:
a. Pérdidas de lodo inducidas, (generalmente inmediatamente
abajo de la zapata) al intentar aumentar la densidad del lodo
para controlar la zona de sobrepresión.
b. Insuficiente gradiente de fractura en la zapata.
c. No siendo posible lograr una densidad adecuada.
Si se aumenta la densidad se induce pérdida en la zona de presión anormal
que no se encuentre revestida. Si se usa una densidad baja para no inducir una
pérdida, la presión de formación de la zona de sobrepresionada ocasionará
derrumbes o flujos. Asentar el revestidor muy profundo dentro de la zona
presurizada anormalmente puede ocasionar los siguientes problemas:
1. La presión de formación excede el gradiente de fractura en la zapata
de la tubería de revestimiento anterior y para controlar dicha Presión
69
de formación se requiere una densidad de lodo que fracturaría la
última zapata.
2. Imposible lograr una densidad de lodo apropiada.
Se debe conocer la profundidad para asentar el revestidor a la cual se puede
perforar sin tener pérdidas de circulación o sin tener pegaduras de tubería.
Esta profundidad óptima usualmente es abajo de las formaciones de presión
normal. No más de 50 m desde donde la presión de formación empieza a ser
normal [20].
2.7.5 Medidas físicas y químicas sobre los cortes
Normalmente se realizan medidas físicas y químicas a los cortes que pueden
indicar cambios en el gradiente presión de la formación. Las propiedades físicas
mensurables que son dependientes de la porosidad incluyen: Densidad bruta y
contenido de humedad.
La densidad bruta de lutitas en un parámetro que ha probado ser un método
muy efectivo en la determinación del grado de subcompactación y la consecuente
presión de poros anormales en las lutitas. Bajo condiciones normales la densidad
de las lutitas crece con la profundidad. Cualquier desviación de esa tendencia,
puede indicar que existe una zona sobrepresionada. Generalmente la densidad es
medida por una balanza y cccolumna de líquido de densidad variable.
El procedimiento usado es similar para todos los métodos. Se toma
aproximadamente 500 gr. de muestra, luego se colocan los cortes sobre una serie
de tamices y se lavan a través de ellos. Sólo se continúa con el proceso con
aquellos cortes que pasan el tamiz 4 y son retenidos en el tamiz 20, estos a su vez
70
son secados con papel absorbente y sometido a una corriente de aire caliente,
hasta que la superficie del recorte se reduce a una apariencia opaca.
Una lutita sobrepresionada contiene más porosidad que la esperada para
esa profundidad. De esta manera la densidad aparente (bulk density) en la
sección sobrepresionada es más baja que la densidad esperada o prevista por el
trend, (Figura 19) [20].
Figura N° 19. Gráfico de variación de Densidad de la lutita [20].
2.7.6 Análisis de los Cortes
La litología se determina tomando fragmentos de roca a intervalos regulares,
de la zaranda vibradora. Los fragmentos son estudiados bajo una lupa, para
determinar el tipo de minerales presentes. Una porción de los fragmentos son
remojados en soluciones de detergentes o kerosene de tal forma que ocurra una
fragmentación adicional, permitiendo separar cualquier microfósil presente. Esta
71
descripción permite a veces determinar el tipo de formación atravesado; de esta
manera se pueden conocer, a través de otros pozos perforados en el área, que las
presiones de formaciones anormales generalmente se encuentran justamente
debajo de ciertas formaciones marcadoras o claves, que pueden ser identificadas
por la presencia de un elemento en particular.
Las variaciones de tamaño, forma y volumen de los fragmentos de lutita en el
fluido de perforación, pueden también proporcionar indicaciones de presiones de
formación anormal.
En la evaluación de zonas de alta presión estos fragmentos juegan un papel
más importante, donde los fragmentos grandes indican que las paredes del pozo
están inestables, estos fragmentos son producidos por dos mecanismos:::
• Perforación bajo balanceada.
• Alivio de esfuerzos.
A medida que aumenta la presión de la formación en la zona de transición,
mientras se perfora con una densidad de fluido de perforación constante, el
sobrebalance de presión sobre el fondo del pozo decrece continuamente. Con un
sobrebalance reducido los cortes de lutita, algunas veces se vuelven más largos,
delgados, más angulares y numerosos.
Si la presión de poros es mayor que la presión hidrostática en el pozo, la
diferencial de presión hidrostática hace que los fluidos contenidos en los poros se
muevan hacia el pozo.
Si la presión de formación se vuelve mayor que la presión hidrostática del
fluido de perforación, mientras se perforan lutitas de baja permeabilidad comienza
a desprenderse grandes fragmentos de lutitas de las paredes del pozo,
72
observándose a veces fragmentos mayores a una pulgada de largo. Las lutitas así
desprendidas son más largas, delgadas y más astillosas que las lutitas fangosas,
que resultan de la incompatibilidad química entre paredes del pozo y el fluido de
perforación. Las lutitas astillosas tienen un modelo de fractura concoidal, que es
detectada cuando se observa en una lupa. (Figura 20) [20].
Figura N° 20. Diferencia de los ripios en zonas de Presiones Anormales y
zonas inestables [20].
2.7.7 Determinación de la Presión de Fractura con pruebas de Presión (LEAK OF TEST)
En una sección de pozo abierto, la formación que está inmediatamente
debajo del ultimo revestidor asentado del casing de entubación es casi siempre la
formación más débil, porque es la formación más superficial expuesta y
usualmente tiene una presión poral menor que las formaciones que yacen debajo
73
de ella. En general, las formaciones con presiones porales menores se fracturan
más fácilmente que las formaciones con presiones porales más altas. A causa que
la formación que más probablemente se fracture está justo después del ultimo
revestidor asentado, y a causa que la pérdida de lodo resultante pueden provocar
dificultades severas en el control de surgencia, la cantidad de presión que toma
fracturar la formación en la zapata debe ser determinada cada vez que una
columna de revestimiento se baja y se cementa.
Se ha desarrollado un número de ecuaciones que permiten que el gradiente
de fractura sea calculado (Leak-of-test: L.O.T y Pressure integrety test: P.I.T) o
Prueba de Integridad (P.I.P). Las pruebas de admisión muestran presión a la que
una formación comienza realmente a admitir líquido y a fracturarse (Figura 21).
La fórmula matemática utilizada en éste método es la siguiente:
( )⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛⋅−−⋅⋅=
0,3
052,0observada
normalhido V
VPOBGOBGDP (Ecuación 19)
Siendo:
Po: Presión de poro (psi).
OBG: Gradiente de sobrecarga (psi/pie).
Ph: Gradiente normal de presión de poro (psi/pie).
Vn: Velocidad interválica normal a cierta profundidad (pie/seg).
Vobs: Velocidad interválica normal a cierta profundidad (pie/seg).
Vobs: Velocidad interválica absoluta a cierta profundidad (pie/seg).
El Leak off Test es un método para la determinación del máximo peso de
lodo permitido en cada sección de pozo abierto ver (Figura 21).
74
Figura N° 21. Diagrama Teórico del comportamiento de la Prueba de Presión
L.O.T.
Con la prueba leak-off test se determina la Presión del fondo en ese
momento (bottom hole pressure at leak off), (actualmente la profundidad del punto
más débil) y el máximo peso del lodo, y la Densidad equivalente del lodo
(Equivalent Circulating Density E.C.D) permitido de la siguiente manera:
( )PLOTLdBHP += 10
* (Ecuación 20)
Donde: en sistema métrico
BHP = Presión fondo pozo (Kg/cm2).
D= Densidad de lodo (g/cc).
L= TVD (mts).
PLOT = Presión de Pérdidas (Kg /cm2).
75
Donde: en API
( ) PLOTLdBHP += **052,0 (Ecuación 21)
Máximo peso del lodo (ECD) permitido dmax
Sistema métrico:
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛=
LBHPdmax 10*
(Ecuación 22)
Sistema API:
⎟⎠
⎞⎜⎝
⎛=
LBHPdmax
*052,0 (Ecuación 23)
En otras palabras, el valor medido en una prueba de admisión (L.O.T.) es la
presión sobre una columna llena de lodo que se requiere para causar que la
formación se fracture realmente y para empezar a admitir el lodo. Los ensayos de
las Pruebas de Integridad de presión (P.I.P.) es similar a las pruebas de admisión
pero el fluido se bombea dentro del pozo hasta que se alcanza una presión
predeterminada.
Consideraciones para realizar pruebas de admisión cuando la zapata del
revestidor está siendo rotada, previa a ejecutar una prueba de admisión, no deben
reperforarse de 5 pies a 50 pies más. Ya que la resistencia al gel del lodo, el punto
de escurrimiento y la viscosidad afectan la presión requerida para circularlo, debe
tratarse de reducir estos valores al mínimo. En particular, la resistencia al gel debe
mantenerse tan baja como sea posible, porque afecta el valor de presión requerida
para romper la circulación, y la presión requerida para romper circulación debe
sustraerse de la presión de fractura de la zapata del revestidor asentado [20].
76
Se puede utilizar la siguiente fórmula:
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛=
dYLP
*300 (Ecuación 24)
L= Longitud columna de sondeo.
Υ= 10-min resistencia al gel.
d= Diámetro interior de la sarta de perforación.
2.8 Estimaciones de las Presiones de Formación Después de la Perforación
Los registros necesarios para realizar las estimaciones de las presiones de
poros se clasifican de la siguiente manera:
I.- Registros Espontáneos: Tratan con propiedades naturales de la roca
tales como temperatura o radioactividad [21].
Registros Gamma Ray: Muestran la radioactividad natural de formaciones,
lo cual se debe a su concentración de uranio, torio y potasio. La intensidad de la
radiactividad, que es medida en función de la densidad de las rocas, la cual influye
en la dispersión de Compton de los rayos gamma. Rocas más densas pueden
provocar una dispersión más grande y por ello mostrar valores más bajos. El
promedio más alto de radioactividad de todas las rocas sedimentarias es mostrada
por la lutita, de tal manera que este tipo de registro es usado principalmente para
determinar el volumen de esto último. Muchas de las areniscas muestran valores
bajos de gamma, de manera que estos registros sean útiles para indicar
variaciones de dimensiones del grano. Minerales tales como el feldespato,
glauconita, circón y monasita, así como fragmentos líticos y clastos de barro
pueden causar también altos valores [21].
77
II.- Registros de Inducción: Miden la respuesta de rocas cuando están
sujetas a ciertos procesos (ejemplo dado: Bombardeo con rayos gamma o
neutrones) [21].
Registros Sónicos: Graban el tiempo de propagación de las ondas sonoras
a través de un grosor específico de una formación y son por ello el inverso de la
velocidad sónica. Lo último se graba en metros/segundo y el registro sónico es
simbolizado como ∆t. Las ondas sonoras son propagadas principalmente a lo largo
del lado del pozo con poca penetración (12 cm a 1 metro). La resolución de
grosores de capas es dependiente de la distancia entre los receptores la cual es
aproximadamente 60 cm. El tiempo de propagación está en función de la
porosidad, densidad, dimensión del grano, saturación del gas, temperatura,
presión del poro y compactación de la roca. La presión anormal del poro y un
incremento en el contenido orgánico están indicados por una disminución de la
velocidad sónica. Litológicamente éstos pueden ser usados para distinguir entre
carbonatos (alta velocidad), areniscas (intermedio) y lutita (baja a intermedia), aun
cuando pueden ocurrir muchas variaciones [21].
Resistividad Eléctrica: Miden ambos la habilidad de una formación para
conducir corrientes eléctricas. Los registros de inducción miden la conductividad
miliomhs/m, donde la resistividad es expresada en ohms m2/m. La conductividad
de las corrientes eléctricas depende principalmente de la salinidad de los fluidos
dentro de las rocas y muestra una correlación positiva directa con lo último.
Formaciones porosas con agua salobre tienen por ello una resistividad más baja
que la roca que contiene agua fresca, las mismas rocas con hidrocarburos
mostrarán una alta resistividad. Los registros de resistividad son por lo tanto
usados principalmente para encontrar ocurrencias de hidrocarburos. La
resistividad del fluido es expresada como Rw. El factor de resistividad de la
formación (F) está relacionado a la composición de la roca y textura, normalmente
78
varía entre 5 y 500 con buena porosidad de las areniscas y tiene un valor f
aproximado de 10, y las limolitas no porosas muestran un valor de 300 a 400. F es
independiente del tipo de fluido en los poros y junto con éste determina la
resistividad total R0 [21].
wo FRR = (Ecuación 25)
Registros de Densidad: miden la densidad de los minerales así como los
fluidos de poros de la roca. La técnica usa rayos gamma de mediana energía y
dispersión Compton el cual es una función del número de electrones contenidos
por los minerales. La profundidad de penetración es muy superficial (menos de 10
cm) pero la resolución de las capas es buena, 50 cm a un metro. Una cuarcita
limpia tendrá una densidad de 2,65 g/cm3 pero una arenisca saturada de agua
porosa tiene sólo 2,49 g/cm3. Estos registros son consecuentemente usados para
determinar la porosidad e indirectamente también la densidad del hidrocarburo.
Este es también un método útil para asistir en identificar la litología y mineralogía
cuando es usada en combinación con un registro de neutrón. Otros usos son para
determinar el grado de compactación e incluso la edad relativa de las lutitas
mientras ésta puede sólo indicar zonas de presión porosa anormales [21].
2.8.1 Método de Registro Sónico y Resistividad
Los sedimentos sobrepresionados tienen diferentes características físicas y
químicas que los sedimentos con presión normal, uno de los puntos más
importantes es la transmisibilidad del sonido.
En general a mayor compactación de los sedimentos, la velocidad del sonido
se incrementa y el tiempo de viaje se reduce. Un aumento en el tiempo de viaje
indica que las propiedades de la roca han cambiado.
79
La retención de agua en las rocas hace que la velocidad del sonido
disminuya, lo cual resulta en un tiempo de viaje mayor, esto es en zonas de
presión anormal, donde la velocidad del sonido disminuye. Los registros eléctricos
pueden utilizarse para calcular las presiones de las formaciones debido a las
mismas propiedades de la formación que afectan la velocidad del sonido. Las
lutitas con sobre presión son mucho más salinas que las lutitas compactadas
arriba de la zona de transición. A mayor salinidad en la zona de alta presión se
debe a que el agua del poro de las lutitas tiene la misma concentración de sales
que el agua del mar original en la cual las lutitas fueron depositadas [21].
Con el registro Sónico se puede hacer:
1. Un registro sintético de Densidad con la siguiente fórmula:
Ecuación de Gadner para análisis de densidad a partir de registros sónicos:
sónico
B
DTA ⎟⎟
⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛=
610ρ (Ecuación 26)
Donde:
ρ=Densidad.
A=Coeficiente 0,23.
B= Coeficiente 0,25.
DT= Datos Sónicos piesseg /μ .
2. Trend de Compactación Normal:
Ecuación Sónica de Bowers para el cálculo del Trend de Compactación:
80
B
DTml
DT
normσΑ+= 6
6
1010
(Ecuación 27)
Donde:
=DT Tiempo de viaje del registro sónico en piesseg /μ
=mlDT Tiempo de viaje del Sónico en la referencia de la línea de lodo
(mudline) en piesseg /μ .
=normσ Esfuerzo efectivo asumiendo la presión normal en Lpc/pie.
=ΑyB Son dos variables empíricas que representan un mejor ajuste para la
relación entre la velocidad y el esfuerzo efectivo sobre la base de la ubicación de
donde los datos fueron tomados.
3. Presión de Poro:
Ecuación de Bowers para calcular Presión de Poros a partir de registros
Sónicos con sus parámetros:
El parámetro de entrada "profundidad de velocidad máxima" maxd , controla si
la descarga se ha producido o no. Si la descarga no ha ocurrido profd max ≥ la
ecuación a utilizar es la siguiente:
B
ml
dprofundidaA
DTDT
Pp
/166 1010⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−
= (Ecuación 28)
81
Si profd max ≤ entonces el comportamiento de descarga es asumido y la
Presiones de Poro se calcula de la siguiente manera:
( )( )
BU
mlU
dprofundida
ADTDT
OBGPp
/66
1max
1010
⎟⎟⎟⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜⎜⎜⎜
⎝
⎛⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−
−=
−σ
(Ecuación 29)
donde:
B
ml
ADTDT
/16
min
6
max
1010
⎟⎟⎟⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜⎜⎜⎜
⎝
⎛−
=σ (Ecuación 30)
Donde:
=maxσ Esfuerzo máximo.
=OBG Gradiente de sobrecarga (Lpc/pie; Lb/gal etc).
=Pp Presión de poro (Lpc/pie; Lb/gal etc).
=mlDT Tiempo de viaje del registro sónico (microseg/ft).
=UBA ,, Valores empíricos.
=maxV Velocidad a la cual ocurre la descarga durante el enterramiento de los
sedimentos a una profundidad mayor a la mínima.
=maxd Profundidad mínima de la descarga durante el enterramiento de los
sedimentos.
Profundidad= Profundidad referenciada en TVD (true vertical depth).
CAPÍTULO III UBICACIÓN
3.1 Ubicación Geográfica y Coordenadas:
Nombre: TRAVI ESTE – CX
La localización se encuentra al Noroeste del Estado Monagas Venezuela.
Ubicada a ± 3 km, al Oeste de la población de Punta de Mata. Sus coordenadas
geográficas son:
N 1.072.825,00 m y E 429.817,28 m (coordenadas UTM según el Datum La
Canoa), y N: 1.072.466,05 m y E: 429.625,24 m (coordenadas UTM según el
Datum Sirgas-Regven) ver (Figura 22).
Figura N° 22. Ubicación Geográfica de la Localización TRAVI ESTE CX [22].
83
La localización TRAVI ESTE CX representa una oportunidad exploratoria
cuyo objetivo es el de investigar la prospectividad de un bloque estructural en el
área de reservas probables del Pozo TRV-2X. La trampa objetivo está
representada por un monoclinal fallado, de buzamiento hacia el noroeste,
separado del área de reservas probadas del pozo TRV-2X por una serie de fallas
transgresivas, oblicuas al Corrimiento Travi –Jusepín [22].
3.2 Estratigrafía Regional
La localización TRAVI ESTE-CX, muestra una carta de correlación
generalizada para esta provincia geológica ver (Figura) 23.
Figura N° 23. Carta de correlación estratigráfica en sentido Norte – Sur a lo largo de
la cuenca Oriental [22].
PLIO-PLEISTOCENO
MIOCENO TARDIO
MIOCENO MEDIO
MIOCENO TEMPRANO
OLIGOCENO
EOCENO
PALEOCENO
MAASTRICHTIENSE
CAMPANIENSECENOMANIENSE
ALBIENSEAPTIENSE
BARREMIENSE
PRE-K
EDAD
ÁREA
RÍO
OR
INO
CO
CER
RO
NEG
RO
EL S
ALT
O
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LOS
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TON
O-
SEC
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CIA
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CU
ENC
A
RIFT
SK1
SK2
TRA
NSI
CIÓ
NSM
1SM
2SP
P
Mar
gen
Pasi
voRI
FTA
ntep
aís
?
?
CANOACHIMANA -
PLIO-PLEISTOCENO
MIOCENO TARDIO
MIOCENO MEDIO
MIOCENO TEMPRANO
OLIGOCENO
EOCENO
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MAASTRICHTIENSE
CAMPANIENSECENOMANIENSE
ALBIENSEAPTIENSE
BARREMIENSE
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ÁREA
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PLIO-PLEISTOCENO
MIOCENO TARDIO
MIOCENO MEDIO
MIOCENO TEMPRANO
OLIGOCENO
EOCENO
PALEOCENO
MAASTRICHTIENSE
CAMPANIENSECENOMANIENSE
ALBIENSEAPTIENSE
BARREMIENSE
PRE-K
EDAD
ÁREA
RÍO
OR
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ON
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DEL
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RIO
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NIVELDEL MAR
CIC
LOS
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O-
SEC
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A
RIFT
SK1
SK2
TRA
NSI
CIÓ
NSM
1SM
2SP
P
Mar
gen
Pasi
voRI
FTA
ntep
aís
?
?
CANOACHIMANA -
Zona productora de petróleoZona productora de gas
84
El área del Norte de Monagas, puede distinguirse tres secuencias perforadas y
asociadas a los procesos geodinámicos que han afectado la cuenca desde el
Cretácico. La secuencia más antigua perforada corresponde al margen pasivo
desarrollado durante el cretácico. La secuencia SK1 representa la etapa inicial del
margen pasivo. Su base es hasta ahora desconocida. En el subsuelo del Norte de
Monagas esta secuencia ha sido perforada en el bloque de Pirital donde está
representada por las formaciones Barranquín, El Cantil y Chimana.
La secuencia SK2 constituye un ciclo transgresivo – regresivo generalizado.
Se inicia con un sistema transgresivo que dio origen a las condiciones de mayor
profundidad registradas en todo el margen pasivo. La sección de subsuelo mejor
conocida está ubicada en el bloque de Pirital y comprende las formaciones
Querecual, San Antonio y San Juan. La Formación Querecual representa el
avance máximo de la transgresión marina sobre la plataforma y está integrada por
calizas y lutitas finamente laminadas de muy alta riqueza orgánica, que
representan la principal roca generadora de hidrocarburos del oriente venezolano.
Hacia finales del cretácico se iniciaron una serie de procesos en respuesta al
cambio geodinámico que daría origen al establecimiento de un margen activo en el
área. Las unidades depositadas entre el Maestrichtiense y el Oligoceno están
asociadas a este período de transición.
El Maestrichtiense tardío – Eoceno Medio está representado por las lutitas
marinas de la Formación Vidoño. Galea (1985) estima profundidades de agua en
el orden de 2 km. Sobre esta unidad reposa la Formación Caratas, que es un
intervalo arenoso granocreciente y progradante, depositado en ambientes marinos
someros, asociados a un pulso regresivo abrupto. En el tope, se distingue el
Miembro Tinajitas (parte tardía del Eoceno Medio) con claras evidencias de
retrabajo (Sageman y Speed, 2003).
85
Sobre estas calizas se encuentra la Formación Los Jabillos, integrada por
areniscas cuarzosas y glauconíticas, depositadas en ambientes marinos de
plataforma. Esta unidad representa el inicio de la transgresión marina cuyo
desarrollo máximo está asociado a un intervalo lutítico denominado Formación
Areo, de edad Oligoceno. La batimetría de este intervalo lutítico se ubica en
ambientes neríticos externos (Sageman y Speed, 2003).
Entre finales del Oligoceno y el Mioceno Temprano pueden distinguirse
múltiples secuencias separadas por discordancias de carácter regional, que están
asociadas a la dinámica evolutiva del cinturón de corrimientos.
La Formación Carapita consiste casi exclusivamente de una espesa
secuencia de lutitas marinas, muy ricas en foraminíferos, con esporádicos
intervalos arenosos, depositados en ambientes de plataforma interna a batial
medio. Hacia el tope la formación presenta un carácter regresivo, con mayor
desarrollo de cuerpos arenosos (Oliveros y Cesar 1993; Rodríguez, 1995).
Posteriormente se produjo un nuevo pulso transgresivo – regresivo
generalizado, sobre los depósitos del depocentro (foredeep), que está
representado por la Formación La Pica. La sección inferior está integrada por
depósitos continentales y de plataforma interna, mientras que la porción superior
contiene mayormente lutitas marinas.
Sobre el bloque de Pirital se produjo simultáneamente la depositación de la
Formación Morichito. Esta unidad tiene forma lenticular y está limitada al Sur por el
alto de Pirital y al Norte por las primeras estructuras aflorantes de la Serranía del
Interior. La Formación Morichito está integrada por depósitos conglomeráticos y
arenosos, agradantes. Su sedimentación se desarrolló en una cuenca continental
restringida, limitada y alimentada por los bloques cabalgados circundantes (Cobos,
2002).
86
Finalmente, durante el Plioceno y el Pleistoceno se depositaron las
formaciones Las Piedras y Mesa. En general, posee forma de cuña, con un
engrosamiento hacia el Este – Sureste. Su base es una discordancia sobre las
formaciones Morichito o La Pica. Esta unidad representa el relleno final de la
cuenca de Maturín, con desarrollo de ambientes neríticos internos y continentales,
y depósitos constituidos por areniscas de grano fino a conglomeráticas,
intercaladas con lutitas [22].
3.3 Modelo Estructural Regional
El área de estudio se encuentra ubicada en La Serranía del Interior de la
Cuenca Oriental de Venezuela, en una zona estructuralmente compleja
denominada “Bloque Bergantín” (Wilson, 1968 citado en Roure et al., 1994), está
localizada entre grandes rasgos tectónicos: El Corrimiento de Pirital al Norte; el
Frente de Deformación al Sur; el sistema de fallas de Urica al Oeste y la falla de
San Francisco al Este (Figura 24).
Figura N° 24. Estructura Regional [22].
CiudadFalla transcurrente
Falla normal
Falla inversa
LEYENDA
0 50 100 km
NMAR CARIBEISLA DE MARGARITA
Falla El PilarARAYAPARIA
SERRANIA DEL INTERIOR
BARCELONA
FRENTE DE DEFORMACIONF. Q
UIRIQUIRE
GOLFO DEPARIA
CUMANA
. F. S. F.
SUB-CUENCA DE MATURIN
ESCUDO DEGUAYANA
RIO ORINOCO
Drenaje
MATURÍNSUB-CUENCA DE
GUARICO
F. ANACO
F. URICAF. P
IRITAL
CiudadFalla transcurrente
Falla normal
Falla inversa
LEYENDA
0 50 100 km
NMAR CARIBEISLA DE MARGARITA
Falla El PilarARAYAPARIA
SERRANIA DEL INTERIOR
BARCELONA
FRENTE DE DEFORMACIONF. Q
UIRIQUIRE
GOLFO DEPARIA
CUMANA
. F. S. F.
SUB-CUENCA DE MATURIN
ESCUDO DEGUAYANA
RIO ORINOCO
Drenaje
MATURÍNSUB-CUENCA DE
GUARICO
F. ANACO
F. URICAF. P
IRITAL
87
El patrón observado en la Serranía del Interior involucra corrimientos,
retrocorrimientos y rampas laterales, que controlan la geometría y disposición de
las estructuras. Este patrón se repite a diferentes escalas, y se extiende a las
estructuras soterradas que representan las trampas tipo del Norte de Monagas.
Se ha desarrollado la interpretación del cubo Travi – Cotoperí 2005, a una
densidad de 10 líneas (400 m) y 30 trazas (600 m), donde se define la estructura
como un anticlinal fallado con rumbo SO-NE y buzamientos NE-NO.
Las estructuras ubicadas en el área de Travi están asociadas a la
sección más espesa del corrimiento de El Furrial, la cual involucra una columna
Cretácico Inferior – Mioceno Inferior. En esta zona, se desarrollan tres corrimientos
de carácter regional, a saber: Corrimiento de Cotoperí, Corrimiento de Jusepín y
Corrimiento de Travi Norte; Que a su vez están asociados a alineamientos
estructurales, con orientación Suroeste – Noreste (Figuras 23, 24 y 25) [22].
88
Figura N° 25. Mapa estructural al tope de la Formación Naricual mostrando los rasgos estructurales principales. Se aprecian, los corrimientos: Travi-Jusepín (marrón), TRV-4 – Cotoperí (azul) y Travi Norte (verde)[22].
89
3.4 Formación Carapita como Roca Sello La Formación Carapita, con un espesor que varía entre 3.000 y 10.000 pies,
garantiza un sello efectivo para la retención de los hidrocarburos. El sello vertical
está representado por el potente intervalo de lutitas de la Formación Carapita,
mientras que el lateral lo constituyen las fallas observadas en la sísmica y que
limitan la estructura y es muy común encontrar formaciones geológicas sobre-
presurizadas debido entre otras causas a la sedimentación rápida en las
secuencias deltáicas jóvenes, ésta trampa es de tipo anticlinal asimétrico, formado
por el Corrimiento Travi – Jusepín, de vergencia Sureste, y cuyo desplazamiento
disminuye progresivamente de Este a Oeste. Las diferencias de desplazamiento
han sido acomodadas con trampas laterales de orientación Noroeste – Sureste,
las cuales han generado altos estructurales independientes, sobre el mismo
corrimiento principal [22].
90
3.5 Descripción Geológica de la Localización
Figura N° 26. Columna estratigráfica generalizada de la Cuenca Oriental de
Venezuela [22].
La columna estratigráfica que se estima penetrar con la perforación de este
prospecto, TRAVI ESTE - CX, se compone de sedimentos que van desde el
91
Cretácico hasta la formación más Reciente, de base a tope. Compuesta por las
Formaciones, de más antigua a más reciente: San Juan, Caratas-Vidoño, Naricual,
Carapita E, Carapita, Chimana – El Cantil alóctono, Querecual alóctono, San
Antonio alóctono, San Juan alóctono, Caratas – Vidoño alóctono, Areo alóctono,
Los Jabillos alóctono, Naricual alóctono, Carapita alóctono, Mesa - Las piedras [22].
Figura N° 27. Prognosis Litoestratigráfica y profundidades de los topes estimados para el prospecto TRAVI ESTE – CX [22].
A continuación se presenta una breve caracterización de cada una de las
unidades estratigráficas que se estima conseguir con la perforación del prospecto
92
delineador TRAVI ESTE - CX; en orden estratigráfico de más reciente a más
antigua:
Formación Mesa-Las Piedras (Plioceno-Reciente): Desde Superficie a –
1.420 pies (espesor 1.420 pies). Está conformada principalmente por arenas de
grano grueso, gravas ferruginosas y conglomerados compactos, asociados con
cuerpos de arcillas solubles de colores gris, rojo y crema.
Formación Carapita Alóctono (Oligoceno Tardío - Mioceno Medio): Desde
-1.420 pies a -4.850 pies (espesor 3.430 pies). Constituida principalmente, por una
espesa secuencia de lutita gris oscuro a negro, en ocasiones gris verdoso,
astillosas, con superficies cóncavas micropiríticas, fosilíferas, microcarbonáceas.
Formación Naricual Alóctono (Oligoceno): Desde -4.850 pies a -6.590 pies
(espesor 1.740 pies). Es caracterizada por una alternancia de areniscas y lutitas
que muestran apilamiento de secuencias agradacionales; las areniscas
típicamente masivas, de color claro, cuarzosas, friables a cuarcíticas y de grano
medio a grueso. Las lutitas y limolitas son de color gris a negro, blandas,
pizarrosas, arenáceas, micáceas, carbonáceas, siendo prácticamente estériles de
microfósiles.
Formación Areo Alóctono, (Oligoceno): Desde -6.590 pies a – 6.770 pies
(espesor 180 pies). La litología predominante es lutitas grises. Además, capas
ocasionales de areniscas, cuarcíticas, duras, de color gris claro a blanco.
Formación Los Jabillos Alóctono, (Oligoceno): Desde -6.770 pies a -7.450
pies (espesor 680 pies). Formada principalmente de areniscas cuarcíferas, de
grano medio a grueso, en capas de gran espesor, con intercalaciones de lutitas
limosas y comúnmente rítmicas.
93
Formación Caratas–Vidoño Alóctono, (Eoceno – Paleoceno): Desde -
7.450 pies a -8.150 pies (espesor 700 pies). La Formación Caratas consiste en
una secuencia compleja de limolitas y areniscas que pueden ser marcademente
Glauconíticas, dolomíticas o calcáreas. La Formación Vidoño está constituida por
lutitas oscuras, ricas en foraminíferos, con capas menores de areniscas y limolitas
calcáreas duras, con glauconita.
Formación San Juan Alóctono, (Cretácico): Desde -8.150 pies a -8.850
pies (espesor 700 pies). Constituida por areniscas masivas gris claro, de grano
fino a muy fino, diagenetizadas, calcáreas y glauconíticas, con intercalaciones
delgadas de lutitas grises ligeramente calcáreas.
Formación San Antonio Alóctono, (Cretácico): Desde -8.850 pies a -
11.050 pies (espesor 2.200 pies). Constituida por areniscas masivas gris claro, de
grano fino a muy fino, diagenetizadas, calcáreas y glauconíticas, con
intercalaciones de lutitas grises calcáreas.
Formación Querecual Alóctono, (Cretácico): Desde –11.050 pies a –
12.600 pies (espesor 1.550 pies). La constituyen, principalmente lutitas negras,
duras, fosilíferas, calcáreas, arenosas y glauconíticas.
Formación Chimana–El Cantil Alóctono, (Cretácico): Desde -12.600 pies a
13.850 pies (espesor 1.250 pies). En su sección superior, la componen lutitas
negras, duras, fosilíferas, calcáreas, arenosas y glauconíticas (Fm. Chimana). La
parte basal, la conforman calizas intercaladas con lutitas pertenecientes a la Fm.
El Cantil.
Formación Carapita (Mioceno Temprano – Mioceno Tardío): Desde -13.850
pies a -17.600 pies (espesor 3.750 pies). Esta formación representa la roca sello,
la cual tiene un comportamiento sobre presurizado, es discordante sobre
94
formaciones más antiguas, y está constituida principalmente por lutitas
subcompactadas, con capas arenosas y limosas de color gris a gris verdoso en
bloques, en parte laminar, astillosa, con superficies cóncavas micropiríticas,
fosilíferas, microcarbonáceas. Las limolitas que se presentan tienen la misma
coloración que las lutitas y las areniscas basales son cuarzo cristalinas, de grano
fino a medio, moderadamente duras. Ambiente batial a nerítico. El ambiente de
sedimentación va de marino somero en la zona basal hasta marino profundo.
Formación Naricual (Oligoceno): Desde -17.600 pies a -18.850 pies
(espesor 1.250 pies). Caracterizada por una alternancia de areniscas y lutitas que
muestran apilamiento de secuencias agradacionales; las areniscas típicamente
masivas, de color claro, cuarzosas, friables a cuarcíticas y de grano medio a
grueso.
Formación Caratas–Vidoño (Eoceno - Paleoceno): Desde -18.850 pies
hasta 18.898 pies (espesor 48 pies). La Formación Caratas corresponde a
sedimentos de la parte superior del bloque alóctono; se caracteriza por presentar
una caliza de color beige a gris seguido por un contacto concordante con la
Formación Vidoño, constituida por lutitas grises a negras calcáreas con
inclusiones de glauconita y pirita [22].
CAPÍTULO IV DESARROLLO DE LA INVESTIGACIÓN
4.1 Escogencia de la data del cubo Sísmico del área y los perfiles eléctricos de los pozos vecinos de la localización Exploratoria Travi Este CX
Para escoger la información necesaria para la estimación de la presión de
poros y el gradiente de fractura de la localización exploratoria Travi Este_CX, nos
fundamentamos en la Figura 25 capítulo 3 que representa el mapa de ubicación
de la localización y sus pozos vecinos, por lo se decidió trabajar con los pozos, del
campo TRAVIS: “TRV-2X”, “TRV-3”, “TRV-4X”, y del campo Santa Bárbara: “SBC-
130X” y “SBC-136” todos éstos fueron perforados por la gerencia de exploración.
Los pozos que están representados con la terminología “X”, quiere decir que son
pozos de exploración y los que no la llevan son pozos de avanzada o también
llamados delineadores; Cada pozo debe llevar su término adecuado para efectos
de reglamentos internos que se deben cumplir de acuerdo al Ministerio de Energía
y Petróleo (MENPET).
Luego de tener ubicada el área de estudio y sus pozos vecinos, las
coordenadas de superficie para la ubicación del cubo sísmico fueron:
TABLA N° 2. COORDENADAS DEL CUBO SÍSMICO DE CADA POZO [22].
TRV-2X TRV-3 TRV-4X SBC-130X SBC-136
N: 1.073.557 N: 1.074.423 N: 1.076.643 N: 1.073.807 N: 1.075.467
E: 435.303 E: 436.040 E: 434.289 E: 425.958 E: 426.851
Se extrajeron del cubo sísmico las velocidades interválicas de cada pozo.
Seguidamente del recurso interno de intranet de PDVSA, específicamente la ruta
\\plcgua704-exploración en cada carpeta de pozo se obtuvieron los registros de
96
gamma ray, resistividad, conductividad, densidad y el cáliper, para los pozos
mencionados anteriormente y cada uno en el formato que exige el programa de
computación Drillworks Predict, el cual es .Las
4.2 Cálculo de Presión de Poro y Gradiente de Fractura del área en estudio a partir de la Sísmica y Registros de Pozos
El cálculo de presión de poro y gradiente de fractura de cada uno de los
cinco pozos se realizó de la siguiente manera:
1. Inicialmente se importaron al programa de computación todos los
registros de pozos previamente seleccionados, en el formato (.las) que
exige el programa, identificados como GR para gamma ray de color
azul, RD para resistividad de color azul marino, DT para el registro
sónico de color verde, y el RHOB para la Densidad de color vinotinto.
(Figuras 28, 29, 30, 31 y 32). Y las velocidades interválicas de cada
pozo representadas con el color negro, identificadas con las letras
“Vel” (Figuras 43, 44, 45, 46, 47).
2. Como la curva de los registros de gamma ray observados para cada
pozo tiene un comportamiento de salto de derecha a izquierda, más la
variación litológica y la diferencia del diámetro del hoyo observado por
el registro caliper, se trazó una línea de base de lutita representada de
color amarillo, a mano alzada de acuerdo a los intervalos de lutitas
observados en este registro, y se realiza en este perfil porque puede
mostrar la radioactividad natural de las formaciones, lo cual se debe a
su concentración de uranio, torio y potasio. La intensidad de la
radiactividad, es medida en función de la densidad de las rocas y el
promedio más alto de radioactividad de todas las rocas sedimentarias
es mostrada por la lutita.
97
3. Con la línea de base de lutita ya definida en el registro Gamma en los
cinco pozos, se realizó una transferencia de intervalos de lutitas en
todo el registro de resistividad y en el registro sónico que se muestra
de color amarillo en el segundo y tercer track de las Figuras 28, 29,
30, 31 y 32. Se seleccionaron a través de un filtrado matemático, los
valores de tiempo de tránsito de la onda compresional, provenientes
de las lutitas; después de establecer la línea de corte de lutitas,
escogiendo los valores que exceden el valor de corte en la línea base
de lutitas que posteriormente fueron filtrados sin omitir los puntos que
no puedan ser promediados al inicio o al final del total de datos, para
obtener solo la línea de la lulita en los dos registros. Se realizó de esta
manera porque los pozos no presentaron lutitas completamente
limpias, puesto que en el masterlog que es el registro de secuencia
litológica del pozo, se podía observar claramente las intercalaciones
de arenas entre las lutitas.
4. Para cada pozo se realizó un perfil sintético de Densidad a partir del
sónico, mostrado de color azul en el cuarto track, a través de la
ecuación sónica de Gardner (ecuación 9) e igualmente con la
ecuación de Gardner con velocidades interválicas, la función de
realizar el perfil sintético es para completar de alguna manera el
registro de densidad.
5. Partiendo de que el gradiente de presión de sobrecarga
(OVERBURDEN, OBG) es la presión ejercida por el peso de la capa
de sedimentos más el fluido contenido en los poros, es decir, el peso o
esfuerzo vertical de todos los sedimentos por encima más el fluido
entrampado en la roca. Se realizó el paso número 4 porque es
necesario completar de alguna manera el registro de densidad, que en
este caso se estimó con la información preexistente del registro sónico
98
y con el registro de densidad completo desde la elevación de la mesa
rotaria (por tratar de pozos en tierra) se calculó la sobrecarga
ejecutando una integración numérica del registro de densidad. (
ecuación 18), y también se calculó una sobrecarga para los cinco
pozos a partir del registro de Densidad determinado con las
velocidades interválicas con la correlación de Gardner (ecuación 9).
6. Seguidamente se calculó un Trend de Compactación Normal (Normal
Compactation Trend NCT), se realiza para cumplir con la base teórica
de compactación normal entre un rango de densidad de agua de 8,33
Lpc/pies y de agua de formación 8,91 Lpc/pies, normalmente, la
densidad de las lutitas aumenta con la profundidad, debido a que el
peso de unidad de arcilla es mayor cuando el agua libre es expulsada
y migra hacia formaciones de arena por el proceso de compactación.
Cuando la densidad disminuye por debajo de una línea normal de
tendencia, se puede decir que la presión de formación ha aumentado.
La densidad de arcillas disminuye a medida que una zona de
transición de presión más alta es penetrada, porque la arcilla
anormalmente presionada contiene más agua. Este Trend se graficó
en el registro sónico porque fue calculado con la correlación Sónicas
de Bowers donde este científico agregó dos términos que son A y B
(ecuación 27) que representan dos valores empíricos que producen un
mejor ajuste para la relación entre la velocidad y el esfuerzo efectivo, y
éstos son sus valores teóricos establecidos para A: 14,2 y para
B:0,724; así que se podría decir que es más confiable con respecto a
otros autores que no toman en cuenta esta relación. Para los pozos
SBC-130X y SBC-136 fue necesario estimar tres Trend de
Compactación para poder ajustar los cálculos posteriores donde para
el pozo SBC-130X A y B fueron 14,2 y 0,75 respectivamente en el
Trend 1, para el Trend 2: A: 14 y B: 0,738 y en el Trend 3: A: 14,2 y B:
99
0,738. Y para el pozo SBC-136 el Trend 1: A: 14,4, B: 0,75, Trend 2:
A: 14,2 y B: 0,74 y el último Trend de este pozo se ajustó con el valor
de A: 14,2 y B: 0,705. En cambio para los pozos TRV-2X, TRV-3 y
TRV-4X sólo se realizó un Trend de compactación, bajo los valores de
A y B establecidos, teóricamente es lógico porque pertenecen al
mismo campo y se encuentran relativamente cerca, por lo que se
puede decir que la zona cumple con la misma tendencia de
compactación normal. Todos los Trend de compactación mencionados
anteriormente se determinaron a partir de los datos de registros de
pozos. Por supuesto también se realizó un Trend a partir de los datos
de las velocidades interválicas con la correlación de Bowers (ecuación
12).
7. La estimación de la presión de poro ofrece el valor de la presión
ejercida por los fluidos contenidos en los poros de la roca, al quedar
atrapados en el momento del proceso de sedimentación; parámetro en
el cual las técnicas de perforación se pueden basar para perforar un
pozo en balance, sobre balance o bajo balance. La presión de poro se
calculó en función de la profundidad mediante el uso de la correlación
sónica de Bowers, estipulada en el programa de computación
Drillworks Predict, tomando como referencia teórica una presión de
poro normal de 8,75 Lpc/pies, para calibrar las presiones de cada
pozo, el sistema computarizado consiste en aplicar una correlación
numérica en función de la profundidad, en proporción del parámetro
del Trend normal de compactación y el gradiente de sobrecarga a
partir de los datos del registro sónico, e igualmente se estimaron a
partir de las velocidades interválicas registradas en los pozos
analizados continuando con la correlación de Bowers para cálculo de
presión de poro a partir de esas velocidades (ecuación 12). En el caso
de los pozos SBC-130X y SBC-136 fue necesario hacer tres cálculos
100
de presión de poro, es decir uno por cada Trend de compactación
normal calculado con los datos de registros debido a la variación
litológica que tienen los dos pozos, seguidamente a partir de las tres
magnitudes calculadas de la presión se realizó una presión de poro
compuesta entre las profundidades comprendidas para el Trend 1:
desde 2.100 ft hasta 8.120 ft, para el Trend 2: desde 8120 ft hasta
15.750 ft, y para el Trend 3: desde 15.750 ft hasta 20.200 ft, y la
presión de poro final calculada se filtro entre 91 y 270 para lograr el
ajuste adecuado de los datos para el pozo SBC-130X, y en el caso del
pozo SBC-136 la presión se calculo de la misma manera que el SBC-
130X, solo que los intervalos de la determinación de la presión de poro
compuesta fueron: para el Trend 1: desde 900 ft hasta 7.330 ft, luego
desde 7.330 ft hasta 12.660 ft para el Trend 2 y por último desde
12.660 ft hasta 21.140 ft para el Trend número 3, por supuesto
también se filtró entre 91 y 270; esa presión de poros compuesta para
ajustar las magnitudes de la presión y arrojar el valor definitivo de la
presión de poro. El filtrado (figura 28) en el segundo carril es la gráfica
de color rojo y en el tercer carril es la gráfica ad e color azul, es el
valor especificado en un campo de puntos sin omitir los puntos
promediados al inicio y final de los datos. Para los pozos TRV-2X,
TRV-3 y TRV-4X la presión de poro se obtuvo aplicando un solo Trend
de compactación normal para cada pozo, pero también fue necesario
filtrar entre 91 y 270 para obtener la presión de poro final. Es muy
importante resaltar que la estimación de las magnitudes de la Presión
de Poro brinda a los ingenieros de perforación, minimizar los riesgos
operacionales durante la perforación, realizar un diseño adecuado de
asentamiento de revestidores, utilizar una densidad de lodo adecuada
para perforar las diferentes zonas litológicas y todo esto para optimizar
el tiempo de perforación de los pozos.
101
8. Tomando en cuenta que el gradiente de fractura es la presión máxima
que puede resistir la roca sin fracturarse, y basándonos en la ecuación
de Eaton (ecuación 5), para los pozos SBC-130X, SBC-136 y TRV-2X,
TRV-3, TRV-4X se estimó el gradiente de fractura con el valor
constante del coeficiente de Poisson´s el cual es 0.4, cabe mencionar
que para calcular el gradiente es necesario tener el análisis de la
presión de poro, el coeficiente de Poisson´s y la sobrecarga y de esta
manera se estimó el gradiente de fractura para cada pozo de la misma
manera con la misma ecuación.
102
Figura N° 28. Gráfico de importación de datos para estimación de Presión de Poro y Gradiente de Fractura del pozo SBC-130X.
103
Figura N° 29. Gráfico de importación de datos para estimación de Presión de Poro y Gradiente de Fractura del pozo SBC-136.
104
Figura N° 30. Gráfico de importación de datos para estimación de Presión de Poro y Gradiente de Fractura del pozo TRV-2X.
105
Figura N° 31. Gráfico de importación de datos para estimación de Presión de Poro y
Gradiente de Fractura del pozo TRV-3.
106
Figura N° 32. Gráfico de importación de datos para estimación de Presión de Poro y Gradiente de Fractura del pozo TRV-4.
107
4.3 Calibración con la información de pesos de lodo, LOT, MDT, DST, e Historia de Perforación, de los pozos con las curvas de Presión de Poro y Gradiente de Fractura calculados
La estimación de la presión de poro se calibró con la curva de la densidad del
lodo utilizada durante la perforación en los pozos SBC-130X, SBC-130, TRV-2X,
TRV-3 y TRV-4X, graficándola en el carril donde está graficada la presión de poro
en una escala a partir de 8, porque nos fundamentamos en el principio de la
compactación a una presión normal de 8,33 Lpc/pies y a partir de allí se observó
toda la diferencia de presión de poro desde normal hasta los tramos de presiones
de poros anormales, que se presentan en todos los pozos en la formación lutitica
Carapita del período Mioceno con intercalaciones de capas arenosas y limosas en
parte laminar y astillosa y es la roca sello de la formación productora llamada
Naricual, otro dato muy importante con el que se ajustó la presión de poros fue
con los puntos de presión de la prueba de (Modular Formation Dynamics Tester
MDT módulo de formación dinámica) que consiste en tomar puntos de presión en
la formación, como la prueba MDT es una toma directa de presión dentro de la
formación, la presión de poro ajustó en cada punto de referencia MDT.
Para este estudio solo se tomaron estos parámetros como referencia para la
calibración de la presión de poro, es de suma importancia la determinación
adecuada de la presión de poro; porque si no calibra con la información; pues la
estimación no es la correcta, quiere decir que el Trend de compactación normal no
está bien trazado o ajustado o en otro caso la línea de lutita no esta trazada
adecuadamente.
La calibración del gradiente de fractura de los 5 pozos se realizó con la
prueba de Leak Off Test (L.O.T.) y con los puntos de Prueba de Integridad de
Presón (P.I.P). En esta calibración todos los gradientes de fractura se ajustaron,
pues cumplieron con la teoría, donde ninguno sobrepasó el límite de fractura
108
(L.O.T.); es decir las estimaciones están por debajo del L.O.T. y justo pasaron por
los puntos (P.I.P), el cual es el primer punto de resistencia que soporta la
formación si alcanzar el limite de fractura.
4.4 Comparación de los valores de Presión obtenidos a través de la data Sísmica y los Registros de pozos
Para poder ofrecer una comparación de los valores de presión, era
necesario tener una correcta estimación de la presión de poro con los datos
sísmicos, pero los valores suministrados por la gerencia del dato de las
velocidades interválicas no son los indicados para estimar presiones de poro, pues
esas velocidades deberían ser procesadas de acuerdo a la imagen 8 la cual es un
procesado más detallado de las reflexiones de las ondas sísmicas, la obtención de
las velocidades correctas para calcular geopresiones se pueden procesar de
acuerdo a las publicaciones:
• (How Does Seismic Data Quality Influence Pore Pressure Estimation
and Interpretation por Gary Yu; Geotrace Technologies).
• (Procesamiento en tiempo de datos Sísmicos de reflexión de ondas p
en medios con isotropía transversal con eje de simetría vertical (ITV)
Geos, 2003, vol 23, p. 302-309).
• (Velocity determination for pore pressure prediction, Satinder Chopra y
Alan Huffman, Arcis Corporation, Calgary, Alberta, Canada; Funsion
Petroleum Technologies, Houston, USA).
Finalmente la presión de poro calculada antes de la perforación debería ser
comparada con la presión de poro calculada a partir del registros sónico después
que el pozo esté perforado y deberían ser similares las curvas. Si no es así se
tendrán que chequear los análisis de las estimaciones.
109
4.5 Estimación del perfil de Presión de Poro y Gradiente de Fractura para la localización Exploratoria Travi Este CX
La presión de poro de la Localización CX, debería ser determinada con
unos datos confiables de las velocidades interválicas ya que es la información que
inicialmente se procesa para realizar el proyecto, para perforar un nuevo pozo,
pero esa información en este caso no resultó confiable así que nos basamos en
calcular la presión de poro a partir de los pozos vecinos, que en este caso de
acuerdo a la sección geológica, (figuras 50, 51) perforada del pozo TRV-4X y
SBC-130X y su profundidad en TVD fue de 21.840 pies y 20.200 pies
respectivamente y es muy parecida a la litología que perforará el pozo de la
Localización CX y alcanzará una profundidad de TVD de 20.000 pies según la
prognosis realizada por los geólogos de operaciones. Partiendo de esta similitud y
la probabilidad de que el pozo sea parecido al TRV-4X por la ubicación o al SBC-
130X por si el corrimiento de Pirital deslizó algunos bloques de las formaciones
buzamiento arriba, es por esto que entre los dos pozos se estimó la presión de
poro de CX con una correlación de la litología llevada desde SBC-130X hasta CX
y desde el TRV-4X hasta CX llamada tabla de topes (Top Table). Esto es posible
porque el programa de computación Predict a través de esta tabla proyecta desde
una primera columna la profundidad real del pozo SBC-130X y TRV-4X a una
segunda columna a la profundidad de referencia de la litología de CX. Obteniendo
una magnitud de la posible presión de poros que tendrá la Localización CX
(Figuras 40 y 41).
CAPÍTULO V DISCUSIÓN DE RESULTADOS
5.1 Escogencia de la data del cubo Sísmico del área y los perfiles eléctricos de los pozos vecinos de la localización Exploratoria Travi Este CX
La información escogida para el análisis se basó en la interpretación del
mapa de la (Figura 25), puesto que la localización Travi Este CX está en el centro
de los pozos TRV-2X- TRV-3, TRV-4X, que se encuentran al ESTE y SBC-130X y
SBC-136, que se ubican hacia el Oeste, con estos nos basamos para extraer las
coordenadas de la tabla número 2 para ubicar el cubo sísmico de donde serían
procesadas las velocidades interválicas, y en el caso de los perfiles eléctricos,
fueron escogidos de acuerdo al fundamento teórico de cuales registros se
necesitan para estimar geopresiones y cuales son los que usa el programa de
computación DrillWorks PREDICT Versión 10.5, tales como Rayos Gamma (GR),
Sónico (DT), Resistividad (RES) y Densidad (RHOB); los cuales permitieron
estimar la presión de poro, gradiente de fractura y presión de sobrecarga.
Pudiendo predecir a través de correlaciones la ventana operacional de lodo para
mantener la estabilidad en las paredes de la localización exploratoria.
5.2 Cálculo de la Presión de Poro y el Gradiente de Fractura del área en estudio a partir de la Sísmica y Registros de Pozos
Para el pozo SBC-130X los cálculos realizados a través del programa de
computación DrillWorks PREDICT, después de cargar los respectivos datos de los
registros: Sónico (DT); Rayos Gamma (GR); Densidad (RHOB); Resistividad (Res)
y Conductividad (CILD) (Figura 28).
111
En el registro rayos gamma se estableció la línea base de lutitas indicando el
valor de corte según el índice de arcillosidad, siendo ésta una relación lineal entre
el GRmin y GR max (ecuación 18). Donde GR es el valor del registro va desde
1.000 pies hasta 20.300 pies de profundidad. Se puede apreciar en el primer carril
el Gr de color azul y la línea de lutitas de color amarillo.
En la (Figura 33), se muestra el perfil de presión de poro, el gradiente de
fractura y presión de sobrecarga para el pozo SCB-130X estableciéndose las
siguientes premisas en las geopresiones:
1. En el carril central se definieron los 3 Trend de compactación normal
para calcular la presión de poro representado el primero con el color
amarillo, el segundo con el color verde y el tercero con el color violeta.
2. En la tercera sección se puede observar la presión de poro
representada con el color rojo, el gradiente de fractura se muestra con
el color azul y la presión de sobrecarga con el color rosado. Donde se
puede observar un comportamiento de presión de poro normal entre
los valores de 8,43 Lpc/pies desde 35 pies hasta 15.000 pies de
profundidad, desde allí se aprecia el cambio brusco de presión, en el
tramo de transición de la formación Chimana a Carapita, pasando de
un comportamiento de presión normal a presión anormal
incrementando entre 9 Lpc/pies y 15 Lpc/pies en la formación
Carapita, se observó que en el tramo de transición entre Carapita y
Naricual es donde la presión de poro alcanza el valor máximo de 15
Lpc/pies y finalmente cuando comenzó la perforación de la Formación
Naricual la Presión de Poro decrece. El valor de presión promedio en
toda la formación Naricual no es mostrado porque el fin de este
estudio es la interpretación de las presiones de poro anormales y
éstas se presentan en la formación Carapita. Tomando en cuenta el
112
valor mínimo y máximo ( 9,9 Lpc/pies y 15,6 Lpc/pies), de presión en
Carapita se estima que es debido al aumento de la compactación y el
efecto tectónico compresivo en el área, sin embargo en la base de
dicha sección, se observa una regresión de presión, analizando esta
sección (10.500 pies-12.600 pies), la misma coincide con las
imbricaciones tectónicas producto del corrimiento de Pirital la cual
transporta gran parte de la Formación de Carapita, tomando en cuenta
que el principal efecto no es la compactación de los sedimentos, y
asumiendo que dicho bloque es el alóctono de Carapita, se tomó el
método de sónico de Bowers, porque toma en cuenta la
sobrecompactación más el fluido entrampado en la lutita, es probable
que el esfuerzo principal éste relacionado al esfuerzo horizontal
mínimo ya que el régimen dominante es compresivo.
3. A partir de la zona de regresión de presión, transicional con la
Formación Naricual y en toda la sección de esta última, el
comportamiento del perfil de presión de poro se desarrolla en forma
decreciente, presentando hacia el tope un leve incremento, que puede
ser atribuido a la presencia de capas de areniscas compactas. Su
rango de valores, máximo y mínimo, son: 15,6 Lpc/pies y 9,9 Lpc/pies,
las mismas se ajustan con los valores de presión de poro que midió la
herramienta MDT.
El gradiente de fractura del pozo SBC-130X se muestra en la (Figura 25)
con el color azul marino, en el tercer carril, obteniendo un valor mínimo de 11,3
Lpc/pies y máximo hasta 18,2 Lpc/pies, el mayor gradiente se encuentra en la
formación Carapita, porque como ya se mencionó anteriormente, ésta es la
formación geopresurizada. Los valores estimados están bien fundamentados para
expresar que es una zona sobrepresurizada, y no sobre pasa el gradiente de
sobrecarga.
113
Figura N° 33. Perfil de Presión de Poro y Gradiente de Fractura del pozo SBC-130X.
114
En el caso del pozo SBC-136 de igual manera que el pozo SBC-130X en
el carril central se reflejan los tres Trend de Compactación que fueron
necesarios para realizar una estimación de presión de poro correcta que se
muestra de color rojo en el tercer carril donde se observó que la presión de
poro mínima fue de 7,7 Lpc/pies y la máxima 14,5 Lpc/pies, y a la profundidad
de 17.571 pies en TVD la cual es el tope de la Formación Carapita se observa
el incremento de la presión de poro desde 10 Lpc/pies hasta 14,5 Lpc/pies y
también se observó el mismo comportamiento del pozo anterior, que en el
periodo de transición entre las formaciones Carapita y Naricual hay un máximo
de presión de poro y luego comienza a decrecer a 13,4 Lpc/pies hasta llegar el
tope de Naricual a la Profundidad de 19.590 pies en TVD y llega a 12,9
Lpc/pies en la base de Naricual (Figura 34).
Y el valor del gradiente de fractura (color azul marino, tercer carril) fue de
13,9 Lpc/pies como mínimo y como máximo 18,1 Lpc/pies. Si analizamos el
pozo vecino del mismo campo, es decir el pozo SBC-130X los valores de
gradiente se mantienen en un rango de valores muy similares, sin sobrepasar
la Presión máxima que resiste la roca, la cual fue de 18 Lpc/pies (Figura 34),
por supuesto al igual que la presión de poro los valores más altos de gradiente
se observaron en la Formación Carapita, que es la roca sello que se encuentra
geopresurizada, y nuevamente vuelve a decrecer cuando llega a la formación
productora Naricual.
115
Figura N° 34. Perfil de Presión de Poro y Gradiente de Fractura del pozo SBC-
136.
116
La presión de poro y el gradiente de fractura del pozo TRV-2X se observa
desde la profundidad de 6.000 pies porque los cálculos fueron realizados con
los métodos referenciados con el registro sónico y los datos de este pozo
comienzan en esa profundidad para el caso del registro sónico, la presión de
poro se calculó con el Método de Bowers (ecuación 29) arrojando un valor
máximo de 16,4 Lpc/pies y mínimo de 10,9 Lpc/pies, él pozo perforó la
Formación Carapita desde 870 pies hasta 18.230 con el corrimiento de Pirital
(Travi-Jusepin) (Figura 25), a la profundidad de 12.250 pies, pero al igual que
los demás pozos que perforaron la formación Carapita, ésta sigue manteniendo
su comportamiento de sobrepresión aunque este pozo pertenezca al campo
Travis, pero en referencia litológica se observa la diferencia de espesores de la
Formación Carapita entre los pozos del campo Travis y los de Santa Bárbara, y
por lo tanto la diferencia entre los valores de presión de poro (Figura 35) bajo la
misma representación de carriles y colores para cada cálculo. Y al alcanzar la
Formación Naricual su valor disminuye hasta 10,9 Lpc/pies a la profundidad de
18.230 pies. De igual manera cumplió con el comportamiento en el periodo de
transición entre Carapita y Naricual de un pequeño aumento de 11,9 Lpc/pies a
12,9 Lpc/pies de la Presión de Poro y luego decrece al entrar por completo en
Naricual hasta llegar a 10,9 Lpc/pies.
El gradiente de fractura de TRV-2X arrojó un valor máximo de 18,6
Lpc/pies y su valor mínimo fue de 16,2 Lpc/pies, el rango de valores es alto
debido al gran espesor de Carapita aproximadamente 17.300 pies de espesor,
de igual manera en la zona de transición entre Carapita y Naricual el gradiente
aumenta un poco de 18,5 Lpc/pies a 18,9 Lpc/pies, y en el tope de Naricual
llega al valor de 17,9 Lpc/pies para finalmente culminar en 16,9 Lpc/pies.
Debido al gran espesor de la formación Carapita los valores son elevados pero
continúa manteniendo un máximo de 18 Lpc/pies, así que sé referencia con la
misma Formación Carapita que perforaron los demás pozos, con el mismo
comportamiento de sobrepresurización.
117
Figura N° 35. Perfil de Presión de Poro y Gradiente de Fractura del pozo TRV-2X.
118
En la estimación de la presión de poro del pozo TRV-3, la presión mínima
fue de 8,33 Lpc/pies en el tope de Carapita a 860 pies de profundidad, luego
arrojó el mismo comportamiento que el pozo TRV-2X puesto que posee un
gran espesor, con un valor de 17.100 pies y también se observó el corrimiento
de Pirital a 11.981 pies, la Presión máxima fue de 16,6 Lpc/pies a 17.960 pies y
en la base de la formación Naricual la presión reduce a 11,83 Lpc/pies.
El gradiente de fractura teóricamente se espera que a mayor profundidad
mayor sea el valor de gradiente de fractura pero en este caso no se cumplió la
teoría ya que el máximo gradiente es de 19,4 Lpc/pies a la profundidad de
17.152 pies y luego en la formación Naricual decrece a 18,5 Lpc/pies a 19.155
Pies, cabe mencionar que el máximo gradiente estimado se reportó en la
formación Carapita y ésta es la formación que genera las sobre presiones
durante la perforación (Figura 36), carril tres, gráfica de color azul oscuro.
119
Figura N° 36. Perfil de Presión de Poro y Gradiente de Fractura del pozo TRV-3.
120
El pozo TRV-4X de acuerdo a la (Figura 29), perforó otras formaciones
que no se observaron en sus pozos vecinos TRV-2X y TRV-3, es probable que
el corrimiento de Pirital que se encuentra a 17.890 pies de profundidad, haya
causado el movimiento de un bloque comprendido por varias formaciones que
fueron deslizadas de un lugar a otro; debido a movimientos tectónicos y fallas
que limitan el pozo Travi 4 mostradas con el color Rosado (Figura 25). Se
puede inferir que en las formaciones observadas varia un poco la presión de
poros en el pozo, pero de igual manera la Formación Carapita alcanza los
valores de presión máxima de 15,11 Lpc/pies y la Presión mínima se fue 8,4
Lpc/pies en los primeros mil pies de perforación que corresponden a las
Formaciones Mesa-Las Piedras y Morichito, y se observó la Formación
Carapita en dos oportunidades primero a 2.800 pies hasta 9.750 pies, y luego
desde 17.890 pies hasta 19.710 pies siempre seguida de Naricual, en la
primera ocasión la transición entre Carapita y Naricual fue de 11 Lpc/pies a
9,45 Lpc/pies culminando en la base de Naricual a 8,33 Lpc/pies luego la
Formación Querecual culmina con una presión 9,9 Lpc/pies y nuevamente
aumenta en Carapita a 10 Lpc/pies y se incrementa en hasta 14 Lpc/pies en su
espesor de 1.820 pies para finalmente decrecer en la Formación Naricual a
12,1 Lpc/pies.
Para culminar con el cálculo del gradiente de fractura en este último pozo,
el valor máximo alcanzado fue de 18,5 Lpc/pies en la formación sobre
presurizada de Carapita y el mínimo fue de 11,2 Lpc/pies en las primeras
Formaciones como Mesa-Las Piedras, en el primer tramo de Carapita aumenta
desde 15,2 hasta 16,2 Lpc/pies y vuelve a disminuir en el tope de Naricual a
15,9 Lpc/pies, en la siguiente sección en el tope de Carapita inicia con 17,6 y
alcanza el valor de 18,5 Lpc/pies para finalizar en Naricual disminuyendo a 17,7
Lpc/pies. Todos los pozos están identificados con el mismo color y en el
mismo carril para cada gráfica (Figura 37).
121
Figura N° 37. Perfil de Presión de Poro y Gradiente de Fractura del pozo TRV-4X.
122
5.3 Calibración con la información de pesos de lodo, LOT, MDT, DST, e Historia de Perforación, de los pozos con las curvas de Presión de Poro y Gradiente de Fractura estimados
Basados en la correlación estratigráfica de los pozos cercanos a la
Localización CX, se calibró la estimación de geopresiones, tomando en cuenta
que es la misma secuencia estratigráfica atravesada en los campos
tradicionales de la cuenca. Todos los valores de profundidad, están expresados
en TVD (profundidad vertical verdadera).
La presión de poro de cada pozo se calibró con los puntos MDT, y la
curva del lodo de perforación (de color verde oliva), en cambio cada gradiente
de fractura sé calibró con los puntos P.I.P. y L.O.T. Cada punto de calibración
está representado de color negro tanto los MDT, P.I.P, L.O.T. y los revestidores
donde están asentados de acuerdo a la litología de cada pozo y la curva de
densidad de lodo muestra donde fue necesario realizar el cambio de lodo y
después de cada asentamiento de los revestidores.
Para el pozo SBC-130X, los cálculos de presión de poro y gradiente de
fractura calibraron con cada dato suministrado, esto hace referencia que los
cálculos se realizaron de manera adecuada (Figura) 38), pues los puntos MDT
están justo sobre la gráfica de presión de poro y la curva de densidad del lodo
está por encima de la presión, es decir, la perforación se realizó en
sobrebalance, manteniendo las paredes del pozo con las libras por galón
adecuadas de la densidad del lodo evitando problemas operacionales, pero sin
alcanzar la presión de fractura de la formación, esto se verifica con la curva del
gradiente de fractura ya que lo puntos de P.I.P. están por debajo de la presión
necesaria para fracturar la paredes del pozo y la curva de sobrecarga está por
encima del gradiente de fractura; es decir, todo esta en equilibrio.
123
Figura N° 38. Puntos de calibración P.I.P, M.D.T, Curva de lodo y Revestidores SBC-130X.
124
Para el pozo SBC-136, en la Figura 39 de igual manera se representa la
curva de lodo, los puntos P.I.P., M.D.T. y los revestidores representados con
los mismos colores para todos los pozos, la presión de poro se ajustó con la
curva de lodo y el gradiente de fractura está por encima de los puntos de
presión P.I.P, nótese que luego de asentar el revestidor de 9 5/8 de pulgadas a
17.650 pies, fue necesario aumentar la densidad del lodo a 15,42 Lpc/pies
porque la formación que proseguía era Carapita y es la zona de alta
presurización.
El gradiente de fractura se calibró con los puntos de las pruebas de
presión P.I.P. tomados a 7.437 pies y 17.657 pies de profundidad,
aproximadamente a 50 pies por debajo del último revestidor asentado, con los
valores similares a los estimados, para estimar la capacidad de esfuerzo que
resiste el hoyo antes de fracturarse el cual seria llamado punto L.O.T. (Leak Off
Test).
125
Figura N° 39. Puntos de calibración P.I.P, M.D.T, Curva de lodo y Revestidores SBC-136.
126
El pozo TRV-2X se calibró igual que el resto de los pozos, con los datos
aportados de la densidad del lodo con la cual se perforó el hoyo y sus pruebas
de presión tomadas como los M.D.T. y las P.I.P., en la Figura 40 se observa
que a partir del revestidor de 20 pulgadas la densidad del lodo incrementó entre
6.000 pies y 17.985 pies donde fueron asentado los revestidores de 13 3/8 de s
pulgada y 9 5/8 de pulgadas y allí fue necesaria una densidad de lodo muy alta
por el amplio espesor de Carapita, nótese que luego del revestidor de 9 5/8 de
pulgada decrece la densidad del lodo al igual que la presión de poro porque a
partir de allí comienza la formación Naricual, y la presión se Calibró con los
puntos M.D.T. y está por debajo de la densidad del lodo, que quiere decir que
el hoyo no se fracturó, y se perforó sobrebalance. De igual manera el gradiente
de fractura está por encima de los P.I.P y por debajo del gradiente de
Sobrecarga.
Figura N° 40. Puntos de calibración P.I.P, M.D.T, Curva de lodo y Revestidores
TRV-2X.
127
El pozo TRV-3 a partir de la profundidad de 2.045 pies igualmente se
incrementó la densidad del lodo porque la Formación Carapita es muy amplia
como se mostró en el pozo TRV-2X, así que la densidad promedio fue de 16
Lpc/pies hasta 17.800 pies, donde se asentó el revestidor de 9 5/8 de pulgadas
para cambiar la densidad del lodo para perforar la Formación Naricual, y la
curva de presión se calibró con los puntos M.D.T. y de las misma manera los
puntos P.I.P. están por debajo de la curva de gradiente de fractura, permitiendo
calibrar el Gradiente (Figura 41).
Figura N° 41. Puntos de calibración P.I.P, M.D.T, Curva de lodo y Revestidores
TRV-3.
128
Finalmente el pozo TRV-4X, calibró la presión de poro con la densidad del
lodo y los puntos M.D.T., en la (Figura 42), se observa un incremento de la
presión de poro a 8.000 pies y otro a 17.000 pies, y por supuesto un aumento
de la densidad del lodo, esto se debe a que a esa profundidad se encuentra la
Formación Carapita en esas dos ocasiones, y el cálculo de la presión de poro
se ajustó a sus datos de calibración, así que la estimación fue bien realizada, el
punto importante en este pozo es la gráfica del gradiente de fractura, porque a
este pozo se tomó un punto de fractura L.O.T., así que el gradiente calculado
de 14,8 Lpc/pies pasa justo por esa fractura, esto quiere decir que el gradiente
estimado a esa profundidad de 2.039 pies se calibró con esa prueba de fondo
realizada directamente en la formación y por supuesto el punto P.I.P. sigue
estando por debajo del límite de fractura.
129
Figura N° 42. Puntos de calibración P.I.P, M.D.T, Curva de lodo y Revestidores
TRV-4X.
130
5.4 Comparación de los valores de presión obtenidos a través de la data Sísmica y los Registros de pozos
Si se observan las (figuras 43, 44, 45, 46 y 47) muestran en el primer carril
en color negro las velocidades interválicas que se tomaron como referencia
para realizar los cálculos de presión de poro, gradiente de fractura y
sobrecarga, y en el segundo carril se encuentran graficados los cálculos de
presión poro, en color rojo, gradiente de fractura en color azul y sobrecarga de
color verde oliva, sólo con detallar todos los resultados arrojados con
velocidades interválicas de todos los pozos, se discute que las velocidades
suministradas no son las apropiadas para realizar éstas estimaciones, por lo
que se recomienda procesar de manera adecuada por un especialista en la
materia.
Figura N° 43. Gráfica de cálculo de Presión de Poro, Gradiente de Fractura y
Sobrecarga con datos Sísmicos para el pozo SBC-130X.
131
Figura N° 44. Gráfica de cálculo de Presión de Poro, Gradiente de Fractura y
Sobrecarga con datos Sísmicos para el pozo SBC-136.
132
Figura N° 45. Gráfica de cálculo de Presión de Poro, Gradiente de Fractura y
Sobrecarga con datos Sísmicos para el pozo TRV-2X.
133
Figura N° 46. Gráfica de cálculo de Presión de Poro, Gradiente de Fractura y
Sobrecarga con datos Sísmicos para el pozo TRV-3.
134
Figura N° 47. Gráfica de cálculo de Presión de Poro, Gradiente de Fractura y
Sobrecarga con datos Sísmicos para el pozo TRV-4X.
135
5.5 Estimación del perfil de Presión de Poro y Gradiente de Fractura para la localización Exploratoria Travi Este CX
La estimación realizada con la referencia del pozo SBC-130X arrojó para
localización Travi Este CX un valor máximo de 15,6 Lpc/pies de presión de
poro y a partir de la profundidad de 1.243 pies una presión de poro mínimo de
8,33 Lpc/pies, es teóricamente cierto puesto que los primeros pies de
perforación independientemente de la formación que perfore siguen
manteniendo un comportamiento de presión normal, con una tendencia del
Trend de compactación normal y poco efecto de sobrecarga.
Y el gradiente de fractura arrojado fue de 10,5 Lpc/pies como mínimo, y el
máximo valor alcanzado fue de 18,3 Lpc/pies, por supuesto los valores
máximos estimados se presentaron en el tramo de la Formación Carapita,
(Figura 40), con la presión de poro representada de color rojo, el gradiente de
fractura con el color azul, y a la derecha la litología que se espera perforar en la
localización exploratoria Travi Este CX y a la izquierda se muestra la litología
que perforó el pozo SBC-130X.
136
Figura N° 48. Estimación de la Presión de Poro y Gradiente de Fractura para la
localización Travi Este CX a partir de la litología del pozo SBC-130X.
137
En la Figura 49 se muestra nuevamente la litología estimada de Travi
Este CX en el primer carril y la presión de poro estimada representada por el
color rojo y el gradiente de fractura de color azul, y en el segundo carril se
encuentra la litología del pozo TRV-4X con la que se realizó el Top Table para
los cálculos de CX. Arrojando un valor de presión de poro máxima de 12,5
Lpc/pies reflejado en la Formación Carapita y la mínima Presión fue de 8,33
Lpc/pies en los primeros 1.800 pies de perforación, y los gradientes de fractura
fueron 19 Lpc/pies y 14,2 Lpc/pies como valores máximo y mínimo
respectivamente.
Figura N° 49. Estimación de la Presión de Poro y Gradiente de Fractura para la
localización Travi Este CX a partir de la litología del pozo TRV-4X.
138
Figura N°50. Sección geológica Sur-Oeste, Nor-Este del campo Travi
139
Figura N° 51.Sección geológica Nor-Oeste, Sur-Este del campo Santa Barbara
140
CONCLUSIONES
1. La estimación del perfil de presión de poros y gradiente de fractura para
la localización exploratoria Travi Este CX a partir de las velocidades
interválicas obtenidas de la data sísmica, no fue posible producto de la
calidad de la misma.
2. El mecanismo de la sobrepresurización de la Formación Carapita se
observó tanto en la sección aloctona como la seccion autoctona, pero
con mayor magnitud en el bloque autoctono.
3. En todos los pozos analizados, hacia la base de la formación Carapita,
cercano al tope de la formación Naricual se observó una zona de
regresión de presión.
4. El Método de Bower´s arrojó mejores resultados para la estimación del
perfil de Presión de Poros y Gradiente de Fractura.
5. A través de los análisis realizados se evidenció una zona de
presurización en la sección lutitica correspondiente a la formación
Carapita, mostrando mayor magnitud hacia la base de la misma.
6. La herramienta Drill Works Predict, permitió realizar la estimación del
perfil de Presión de Poros y Gradiente de Fractura a partir de registros
de manera facil y precisa, la cual se corroboró con la calibración de los
datos existentes.
141
RECOMENDACIONES
• De acuerdo a las Velocidades Interválicas obtenidas a partir de la Sísmica
se debería realizar un refinado o suavizado de las ondas para realizar de
manera correcta la estimación de las presiones de poros con menor
incertidumbre.
• A los datos de las velocidades interválicas se les tendría que realizar un
RMS (Root Mean Square) con el método de Dix y luego realizar una
calibración con un Checkshot graficando T-Z; es decir, Velocidad &
profundidad.
• Los datos sísmicos tendrían que ser tomados con un In-Line (Línea) y un
Cross-Line (traza) en un rango más reducido en las escalas del mapa y más
aproximados a los pozos.
• Iniciar un proyecto con una tesis de grado para realizar el procesamiento de
los datos sísmicos para estimaciones de Presiones de Poros y su respectiva
calibración con los Checkshot existentes.
• Para obtener mayor información se debería definir una mejor ventana de
perforación con respecto al peso del lodo.
• Realizar una caracterización geomecánica de la Formación Carapita.
• Es de suma importancia que se verifique el masterlog antes de trazar la
línea de lutita, porque los pozos no presentan formaciones lutíticas limpias;
es decir, contienen intercalaciones de arenas y esto puede ocasionar una
mala toma de la línea de lutita.
• Usar la herramienta Predict para la estimación de la Presión de Poro y
Gradiente de Fractura durante la perforación con el uso del Exponente Dxc.
142
BIBLIOGRAFÍA
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22. Red interna; \\PLCGUA704, carpeta de Exploración, carpeta Geológicas,
Carpeta Trabajo Colaborativo.
145
METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO:
TÍTULO
“Estimación del perfil de Presión de Poro y Gradiente de Fractura para la Localización Exploratoria Travi Este CX a partir de Data Sísmica y Registros de Pozos Vecinos”
SUBTÍTULO
AUTOR (ES):
APELLIDOS Y NOMBRES
CÓDIGO CULAC / E MAIL
Jezika Del A. Villegas Peda
CVLAC: 17.359.646
E MAIL: Jezika79@gmail.com
CVLAC:
E MAIL:
CVLAC:
E MAIL:
CVLAC:
E MAIL:
PALÁBRAS O FRASES CLAVES:
Trend de Compactación
Gradiente de Sobrecarga
Presión de Poros
Gradiente de Fractura
Sobre Presiones
Litología
146
METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO:
ÀREA SUBÀREA
Departamento de Petróleo
Ingeniería y Ciencias Aplicadas
RESUMEN (ABSTRACT):
La magnitud de la presión de poro y el gradiente de fractura puede
calcularse antes de la perforación con información obtenida de los datos
sísmicos y pozos vecinos, durante la perforación con los parámetros de la
perforación y después de la perforación con la data de los perfiles eléctricos de
los pozos. El objetivo de este estudio fue la predicción de la presión de poros y
el gradiente de fractura para la localización exploratoria Travi Este-CX, ubicado
en el campo Travi al Norte del estado Monagas; usando el programa de
computación Drillwoks Predict versión 10.5, primero con la información de los
pozos vecinos, con la que se logró definir la presión de poro y el gradiente de
fractura para cada pozo, y de igual manera se realizó la estimación de la
geopresión y el gradiente de fractura con las velocidades interválicas obtenidas
de los datos sísmica pero con éstas no se logró estimar de manera efectiva la
magnitud de la presión de poro y gradiente de fractura para localización
exploratoria Travi Este-CX, debido a la poca calidad del procesamiento de los
datos sísmica necesaria para realizar las estimaciones.
147
METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO:
CONTRIBUIDORES:
APELLIDOS Y
NOMBRES
ROL / CÓDIGO CVLAC / E_MAIL
ROL CA AS X TU JU
CVLAC: 11.825.025
E_MAIL Auravilela@hotmail.com
Aura Vilela
E_MAIL
ROL CA AS X TU JU
CVLAC: 11.179.900
E_MAIL Rojaslmx@PDVSA.COM
Luz Rojas
E_MAIL Frankoy1@gmail.com
ROL CA AS TU X JU
CVLAC: 9.272.777
E_MAIL Facosta@udo.edu.ve
Felix Acosta
E_MAIL
ROL CA AS TU X JU
CVLAC: 12.288.427
E_MAIL lcastro@udo.edu.ve
Luis Castro
E_MAIL
FECHA DE DISCUSIÓN Y APROBACIÓN:
2010
AÑO
07
MES
08
DÍA
LENGUAJE. SPA
148
METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO:
ARCHIVO (S):
NOMBRE DE ARCHIVO TIPO MIME
TESIS. Presión de poros Application/msword
CARACTERES EN LOS NOMBRES DE LOS ARCHIVOS: A B C D E F G H I J
K L M N O P Q R S T U V W X Y Z. a b c d e f g h i j k l m n o p q r s t u v w
x y z. 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9.
ALCANCE
ESPACIAL: Dpto. Operaciones Geológicas/PDVSA (Guaraguao)
(OPCIONAL
TEMPORAL: seis meses
TÍTULO O GRADO ASOCIADO CON EL TRABAJO
Ingeniero de Petróleo
NIVEL ASOCIADO CON EL TRABAJO:
Pregrado
ÁREA DE ESTUDIO:
Departamento de Petróleo
INSTITUCIÓN:
Universidad de Oriente/ Núcleo de Anzoátegui
149
METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO:
DERECHOS
Según el artículo 41 del Reglamento de Trabajo de Grado:
“ Los Trabajos de Grado son de exclusiva propiedad de la Universidad y
sólo podrán ser utilizados a otros fines con el consentimiento del Consejo de
Núcleo respectivo quien le participará al Consejo Universitario”.
Villegas P. Jezika del A.
AUTOR AUTOR AUTOR
Rojas. Luz Marina Acosta. Felix. Castro. Luis.
TUTOR JURADO JURADO
Acosta. Felix. POR LA SUBCOMISION DE TESIS