PREDICCIN DE SOBREPRESIONES A TIEMPO REAL PARA LA
PERFORACIN DE POZOS EN MXICO
AUTOR
M. en C. David Velazquez Cruz, Instituto Mexicano del Petrleo
RESUMEN
La prediccin de las presiones en el subsuelo es la etapa ms importante de la planeacin y diseo de la
perforacin de pozos. Al respecto se han escrito infinidad de artculos, sin embargo, hoy en da un alto porcentaje
de los Tiempo No Productivos de la perforacin de pozos, son imputable a problemas asociados a las
geopresiones y estabilidad del pozo. Muchos de estos problemas estn ligados con el desconocimiento del origen
de las sobrepresiones en un rea en particular y del alcance de los modelos para pronosticarlas. En este trabajo se
hace una revisin de los mecanismos que originan las sobrepresiones y se realizan descripciones de la
experiencia del autor en Mxico. Tambin, se hace hincapi en que los modelos de prediccin basados en
registros de pozo y ssmica, solo predicen sobrepresiones cuando su origen es debido al desequilibrio en la
compactacin, por lo que se detalla la teora que los fundamenta. Adems, se presentan aspectos clave que se
deben llevar a cabo para realizar un pronstico de presiones basado en informacin transmitida en tiempo real.
Por ltimo, se presenta un caso de estudio y se concluye con los aspectos ms importantes que se deben conocer
cuando se realiza un anlisis de geopresiones.
INTRODUCCIN
El anlisis de presiones anormales es un tema que se ha estudiado desde hace ms de 50 aos, sin embargo, ahora
se ha migrado a aspectos locales, focalizados en la prediccin de presiones del sitio a perforar y a la medicin en
tiempo real. Esta rea del conocimiento, adquiere gran importancia debido a las implicaciones que tiene sobre el
proceso de perforar pozos en cuencas petroleras. La prediccin de los perfiles de presin presentes en el subsuelo,
constituye la etapa ms importante de la planeacin y diseo de la perforacin de pozos, ms an si son
exploratorios; se sabe a nivel mundial que los problemas generados por las presiones anormales cuestan a la
industria de la perforacin varios millones de dlares al ao e incluso en algunos casos la factibilidad de perforar
pozos; Dutta (2002) menciona que cerca del 30% de los costos de un pozo en aguas profundas fueron debidos a
problemas principalmente relacionados con geopresiones; Standifird y Keaney (2003) muestran que el 27% de
los Tiempos No Productivos de la perforacin de pozos (NPT por sus siglas en ingles) estn asociados a una mala
prediccin de la presin de poro y que el 17% esta ligado a problemas de inestabilidad de agujero causado por
una inadecuada prognosis de sobrepresiones (figura 1a).
(a)
(b)
Figura 1. (a) Anlisis de NPTs (modificado de Standifird, 2003) y (b) Costos derivados por NPTs (Sweatman,
2006)
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Por otro lado, Sweatman (2006) muestra un anlisis de NPTs donde los problemas relacionados con el agujero
cuestan a la industria de perforacin alrededor de $28 billones de dlares (figura 1b) y propone que para reducir
los costos asociados a los problemas con el agujero se debe investigar sobre:
Mejores mtodos para la prediccin de la presin de poro y fractura
Mediciones delante de la barrena para dar seguimiento de la presin mientras se perfora.
Mejoramiento de los mtodos y materiales para mantener la integridad del agujero.
La perforacin de pozos en Mxico no es ajena a esta problemtica, de acuerdo con mi experiencia en proyectos
desarrollados para PEMEX (Velzquez-Cruz, 2004a, 2004b y 2005), los porcentajes de NPTs originados por
problemas asociados a geopresiones e inestabilidad de agujero son similares a los promedios mundiales; por lo
que se debe continuar con las investigaciones y estudios tendientes a mejorar el pronstico de sobrepresiones y
estabilidad de pozo en las Cuencas Petroleras Mexicanas.
Conceptos Bsicos
La presin de sobrecarga es la presin originada por el peso acumulativo de las rocas que sobreyacen en el
subsuelo y se calcula a partir de la densidad combinada de la matriz rocosa y de los fluidos contenidos en los
espacios porosos por la profundidad de inters (figura 2a); debido a que la sobrecarga no es una presin de un
fluido, muchas veces es preferible distinguir entre fluido y matriz utilizando el trmino de Esfuerzo de
Sobrecarga (S).
La presin de formacin, tambin llamada presin de poro (Pp), es aquella presin que ejercen los fluidos
confinados en el espacio poroso de la formacin sobre la matriz de roca; estos fluidos intersticiales son
generalmente aceite, gas y agua salada (figura 2b). La presin de poro puede ser normal o anormal.
(a)
(b)
Figura 2. (a) Modelo del esfuerzo de sobrecarga (modificado de Mouchet, 1989) y (b) Modelo de presin de poro
(modificado de Mouchet, 1989)
La presin de poro normal es igual a la presin hidrosttica que ejerce una columna de fluido nativo de la
formacin. En muchos casos estos fluidos varan de agua dulce con densidad de 1 g/cc (0.433 psi/pie) a agua
salada con densidad de 1.074 g/cc (0.465 psi/pie) correspondiente a una salinidad de 80,000 ppm de NaCl a una
temperatura de 25C. En algunas ocasiones la densidad del fluido llega a ser mayor de 1.074 g/cm3 debido a
incrementos en el gradiente geotrmico y en la concentracin de sales. La tabla 1 muestra gradientes de presin
normal de diferentes cuencas petroleras del mundo.
Tabla 1. Gradientes de presin de poro normal en diferentes cuencas petroleras (Modificado de
Bourgoyne, 1991)
REGIN GRADIENTE DE PRESIN DE PORO NORMAL
(psi/pie) (lb/gal) (g/cc)
Golfo de Mxico-USA 0.465 8.94 1.074
Canal de Santa Brbara 0.452 8.69 1.044
Mar del Norte 0.452 8.69 1.044
Costa Mexicana del Golfo 0.446 8.58 1.030
frica Oeste 0.442 8.50 1.021
Delta del Mackenzie 0.442 8.50 1.021
Malasia 0.442 8.50 1.021
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Tampico-Misantla-Chicontepec 0.442 8.49 1.020
California 0.439 8.44 1.014
Montaas Rocosas 0.436 8.38 1.007
Cuenca de Anadarko 0.433 8.33 1.000
Oeste de Texas 0.433 8.33 1.000
La presin de formacin anormal es cualquier presin diferente de la presin normal; si la presin de poro
excede a la presin normal se le llama anormalmente alta, geopresurizada, superpresurizada o simplemente
presin anormal; en cambio, si es menor que la normal, se le ha denominado presin de formacin anormalmente
baja o subnormal. Debido a que las presiones anormalmente altas tienen un mayor impacto en la seguridad del
personal y equipo, as como en la viabilidad tcnica y econmica de la perforacin del pozo, su estudio se ha
hecho extensivo en la mayora de las cuencas petroleras del mundo.
La presin de fractura es la presin que soporta la roca sin fracturarse. A travs de experiencias de campo y
laboratorio se ha encontrado que la presin que soporta una roca sin que se fracture, es funcin de su resistencia a
la tensin y de los esfuerzos a los que se encuentra sometida en el subsuelo. Dependiendo de la magnitud de los
esfuerzos principales, la fractura ser vertical u horizontal, pero siempre se fracturara perpendicular al esfuerzo
mnimo. Las figuras 2a y 2b muestran la direccin de la fractura dependiendo de la direccin del esfuerzo
mnimo.
(a)
(b)
Figura 2. (a) Fractura vertical cuando el esfuerzo mnimo es horizontal y (b) Fractura horizontal cuando el
esfuerzo mnimo es vertical
Origen de las Sobrepresiones
Existen varios mecanismos que originan las presiones anormales. El fenmeno est relacionado a procesos
geolgicos, fsicos, qumicos y mecnicos. Las principales causas de la generacin de presiones anormales
referidas en la literatura (Law, 1998) son:
Debido a Esfuerzos de la Roca
Desequilibrio en la compactacin
Actividad tectnica
Generadas por Incremento del Volumen de Fluidos
Expansin de agua debido al incremento de temperatura
Generacin de hidrocarburos
Liberacin de agua debido a fenmenos de diagnesis
Movimiento de Fluidos y Flotacin
Fenmenos osmticos
Nivel piezomtrico del fluido (columna hidrulica)
Flotacin debida al contraste de densidades
El desequilibrio en la compactacin se origina cuando se interrumpe el proceso de compactacin normal que deberan sufrir los sedimentos cuando se depositan en una cuenca; durante el proceso de sedimentacin y
compactacin se tiene un balance entre el peso de los sedimentos y la capacidad de las formaciones para expeler
los fluidos; cuando los fluidos dentro de los poros escapan debido el esfuerzo de sobrecarga, la compactacin de
los sedimentos es funcin de la profundidad y la porosidad de la roca se reduce, es decir, se dice que se
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compactan de manera normal y por lo tanto, se originan presiones de poro normales; por el contrario, cuando los fluidos no pueden escapar de los poros se represionan debido a la sobrecarga, originando lo que se conoce
como sobrepresiones y consecuentemente porosidades altas debido a la interrupcin de la compactacin. El
desequilibrio en la compactacin es el origen primario de las sobrepresiones en Mxico; esto puede ser
corroborado con la variacin de la porosidad en las lutitas del terciario en los miles de pozos perforados en el pas
(figuras 3a y 3b).
(a)
(b)
Figura 3. (a) Desequilibrio en la compactacin demostrado con resistividad y (b) Desequilibrio en la
compactacin demostrado con tiempo de trnsito
La actividad tectnica es otra causal de sobrepresiones, en general, cuando ocurren deformaciones debido al
tectonismo, existen modificaciones en la distribucin estructural de las formaciones y por lo tanto, en la presin
de los fluidos contenidos en ellas; esto significa que el tectonismo puede crear anomalas de presin o restablecer
la presin a su forma normal. En Mxico, la actividad tectnica como causal de sobrepresiones no ha sido
estudiada, quiz por que los principales campos petroleros de Mxico se encuentran en una cuenca de Margen
pasivo sin actividad tectnica relevante (Mann, 2003), sin embargo, sera adecuado realizar un estudio para
verificar si existe influencia o no.
El incremento de volumen de fluidos dentro de una formacin confinada origina que estos se sobrepresionen; se
menciona en la literatura (Swarbrick, 2002) que el fenmeno es ampliamente citado pero no cuantificado con
casos reales. Este fenmeno tiene tres variantes: La primer variante es la expansin de agua debido a la
temperatura que se origina cuando un cuerpo de agua permanece confinado sin poder escapar y debido a la
temperatura se incrementa su volumen; Barker (1972) muestra una elevacin de presin de 8,000psi en agua
calentada de 54.4C a 93.3C ocasionada por un incremento de volumen de nicamente 1.65%; de aqu se
demuestra que la expansin de agua debido a la temperatura puede originar presiones muy alta, sin embargo,
debido a que se necesitan sellos perfectos y muy resistentes para originar estas presiones, se piensa que en la
mayora de las cuencas petroleras del mundo sera difcil encontrar y demostrar que el origen de las
sobrepresiones es por esta causal (Swarbrick, 2002). La segunda variante es la generacin de hidrocarburos en
cuyo caso se ha demostrado que origina sobrepresiones; la generacin de hidrocarburos es controlada y
dependiente de una combinacin de tiempo y temperatura. El incremento de volumen ocurre cuando el kergeno
se transforma en aceite o gas y cuando el aceite se fracciona en otros componentes ms ligeros. Estas reacciones
tpicamente se suscitan a profundidades de 2.0 a 4.0 km y a temperaturas en el rango de 70C a 120C para la
maduracin del kergeno; y 3.0 a 5.5 km y 90 a 150C para el fraccionamiento de aceite al gas (Swarbrick,
1998). Si la roca generadora esta ligada a sellos perfectos entonces las sobrepresiones seran altas, sin embargo y al igual que en la expansin de agua, las rocas sedimentarias no son sellos perfectos y tienen un lmite de
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resistencia a la fractura. En Mxico no hemos observado este fenmeno ligado a rocas generadoras, en cuyo caso
podramos suponer que durante la generacin de hidrocarburos, se produjo una presin muy alta, dando origen a
la migracin de hidrocarburos por fractura del confinamiento. La tercera variante tiene que ver con fenmenos de
diagnesis; que es una alteracin o cambio de los minerales que constituyen los sedimentos posterior a su
depositacin, que ocurren bajo ciertas condiciones de presin y temperatura que acompaan al sepultamiento de
los sedimentos. La montmorillonita, el mineral predominante en algunas lutitas, se altera a illita. Esta diagnesis
de la montmorillonita, contribuye al origen de sobrepresiones por incrementar el volumen de agua durante la
formacin del nuevo mineral. Esta agua migra a los sedimentos superiores y con el continuo sepultamiento se
genera una sobrepresin debido al esfuerzo de sobrecarga. En Mxico y mediante anlisis microscopia
electrnica de barrido (MEB) y difraccin de rayos X (EDX) realizados a muestras de canal y ncleos de las
columnas terciarias (figura 4a y 4b) se ha demostrado que existe una mayor concentracin de arcillas de tipo
esmectita en formaciones de edad Pleistoceno, Plioceno y Mioceno; una combinacin de esmectita-illita en
formaciones de edad Oligoceno y Eoceno Superior, y mayor concentracin de illita en edades del Eoceno inferior
y Paleoceno. Asimismo, con base en la experiencia de los pozos perforados en cuencas petroleras mexicanas, se
ha observado que las mximas densidades de lodo utilizadas en formaciones lutiticas son de edad Oligoceno,
coincidentemente por encima de formaciones de edad Eoceno y Paleoceno con mayor concentracin de arcillas
de tipo illita, por lo que suponemos que el fenmeno de diagnesis tuvo influencia en el origen de la
sobrepresin.
(a)
(b)
Figura 4. a) Imagen de Microscopio Electrnico de Barrido (MEB) de esmectita analizada de ncleos y (b)
imagen de Energa Dispersiva de Rayos X(EDX) de un recorte de perforacin.
La osmosis es definida como el movimiento espontneo de agua de diferente salinidad a travs de una membrana
semi-impermeable. El movimiento permanece hasta que la concentracin de cada una de las soluciones se iguala
o hasta que la presin osmtica no permite el movimiento de la solucin de baja concentracin a la solucin de
alta concentracin. Investigaciones desarrolladas muestran que las lutitas funcionan como membranas semi-
permeables que sirven para que se originen sobrepresiones por fenmenos osmticos, sin embargo, si las lutitas
presentan micro-fracturas este fenmeno no se lleva a cabo (Swarbrick, 1998). El estudio de los fenmenos
osmticos como causal de sobrepresiones no ha sido desarrollado en Mxico, quiz por la dificultada de probar
su origen y de determinar la magnitud de las presiones que originan en contraste con la magnitud de las presiones
originadas por el desequilibrio en la compactacin, por ejemplo Swarbrick (1998) reporta valores para el Mar del
Norte de 435 psi con contrastes en las salinidades muy altos. La flotacin por contraste de densidades como
causal de sobrepresiones es muy comn en yacimiento con acumulacin de hidrocarburos, sobre todo en
yacimientos con grandes buzamientos. El agua congnita por diferencia de densidad desplaza al hidrocarburo
echado arriba sobrepresionndolo. La sobrepresin generada depende de la altura de la columna de hidrocarburo
y del contraste entre su densidad y la del agua desplazante. En Mxico, esta es una de las principales causas de
sobrepresiones y debe ser aditiva a la originada por la sobrecarga, por lo que siempre debe considerarse en el
diseo de la perforacin, sobre todo en pozos exploratorios de frontera.
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A pesar de la amplia causal de sobrepresiones, todos los modelos de prediccin basados en registros de pozo o
ssmica, fueron desarrollados para determinar la presin de poro solo cuando su origen es debido al
desequilibrio en la compactacin y se fundamentan en la teora de la compactacin de las arcillas desarrollada
por Terzaghi (1948).
Teora de la Compactacin
Para entender el proceso de compactacin causado por el esfuerzo de sobrecarga, emplearemos el modelo
descrito por Terzaghi y Peck (1948). Ellos plantearon algo que llamaron consolidacin de las capas de arcilla,
donde observaron que la compresin de las capas de arcilla debido a un incremento en la carga se lleva a cabo
muy lentamente. Determinaron que el origen de una pequea parte de esta lentitud es debida al ajuste gradual de
los granos de roca con el incremento de la presin y que la mayor parte de la lentitud es debido al tiempo
necesario para drenar el agua en la arcilla debido a su muy baja permeabilidad. Tambin definieron que al
decremento gradual del contenido de agua bajo carga constante es la consolidacin.
Figura 5. Modelo de consolidacin de la arcilla (modificado de Terzaghi y Peck, 1948)
Para demostrar el proceso de consolidacin de las capas de arcilla utilizaron un modelo fsico que consista de un
recipiente cilndrico que tena una serie de pistones separados por resortes. El espacio entre los pistones estaba
lleno con agua y los pistones estaban perforados (figura 5).
Cuando una carga (p) por unidad de rea se aplica al pistn superior, la altura de los resortes en el primer instante
permanece sin cambio debido a que no ha transcurrido el tiempo suficiente para que algo de agua escape de entre
los pistones. Debido a que los resortes no soportan nada de carga hasta que la altura se reduzca, la carga (p) por
unidad de rea debe a primera instancia ser soportada completamente por el agua en la arcilla, determinado por
un exceso en la presin del agua (ph=h1w). En esta etapa, el agua en cada uno de los tubos piezomtricos permanece a la altura (h1) medida al tiempo (t0). La densidad del agua contenida en el modelo esta representada
por (w).
Despus de transcurrido un tiempo (t1), algo de agua habr escapado del compartimiento superior, sin embargo,
los compartimientos inferiores estarn prcticamente llenos. El decremento en volumen del compartimiento
superior viene acompaado de la compresin de los resortes superiores, por consiguiente, los resortes superiores
empiezan a soportar una porcin de la carga (p), despus de lo cual la presin del agua en los compartimientos
superiores decrece. En los compartimientos inferiores las condiciones estn todava inalteradas, por lo que los
niveles de agua en los tubos piezomtricos de los compartimientos inferior, estn localizados sobre una curva (t1)
que coincide con la lnea horizontal de elevacin (h1). En la ltima etapa, los niveles de agua en los tubos se
localizan en la curva (t2) y finalmente, despus de un periodo prolongado de tiempo, el exceso de presin ejercido
por el agua (Ph), debida a la carga (p) por unidad de rea, llega ser muy pequeo. Se puede apreciar que en este
punto la altura (h1) se va aproximando a cero. De aqu que Terzaghi y Peck plantearon la ecuacin siguiente:
upp .................................................................................................................................... (1)
Donde:
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p= p= presin de consolidacin o esfuerzo de consolidacin
= presin de consolidacin soportado por el contacto entre los granos de la roca
u= ph = h1w = exceso de presin en el agua debida la presin de consolidacin.
De este planteamiento se demuestra que si los fluidos atrapados o ligados a las rocas logran escapar, estas
contendrn una presin de poro normal, es decir una presin hidrosttica, sin embargo, si la baja permeabilidad
impide que escapen, se generara una presin anormalmente alta debido al esfuerzo de sobrecarga. Tambin se
demuestra que si los fluidos logran escapar del medio poroso, la roca se compacta, reduciendo su porosidad.
Hubbert y Rubey (1959) publicaron una teora relacionada con la compactacin de las rocas arcillosas;
establecieron que la sobrecarga se incrementa como resultado del sepultamiento de los sedimentos. El fluido que
una vez estuvo dentro de los poros de una formacin, fue expulsado fuera de sta por la compactacin. En
muchos casos, no hay rutas de escape para los fluidos; de ser as, el fluido llega a sobrepresionarse de acuerdo a
la ecuacin 2.
pPS ....................................................................................................................................... (2)
Donde:
S= Esfuerzo total o sobrecarga
Pp= Presin de poro
= Esfuerzo de sobrecarga o efectivo
Los autores demostraron que el esfuerzo de sobrecarga efectivo () soportado por la matriz depende nicamente del grado de compactacin de las arcillas, en pocas palabras se puede decir que el esfuerzo de sobrecarga efectivo
() crece continuamente con la compactacin; siempre y cuando los fluidos tiendan a escapar de la matriz porosa.
Una manera de medir cuantitativamente el grado de compactacin de las arcillas es la porosidad ().
Hottman y Johnson (1965) desarrollaron un mtodo para estimar presiones de formacin a partir del
comportamiento de la resistividad y el tiempo de trnsito en lutitas. Partieron de la idea de que la generacin de
sobrepresiones en cuencas terciarias del Golfo de Mxico, se deba principalmente al fenmeno de desequilibrio
en la compactacin en las formaciones arcillosas y utilizaron los modelos de Terzaghi y Peck (1948), y Hubbert
y Rubey (1959) como base de su planteamiento. Para cuantificar la magnitud de la presin de los fluidos
atrapados en los poros, consideraron que un indicador del grado de compactacin de una lutita es su porosidad
(), es decir, a mayor compactacin menor porosidad y establecieron que un incremento en la porosidad de las rocas lutiticas a una profundidad determinada (reduccin en la compactacin), depende de la cantidad de presin
de sobrecarga que soportan los fluidos contenidos en los poros de la formacin (presin de poro). Si la presin de
poro es anormalmente alta, la porosidad ser anormalmente alta para esa profundidad. Entonces, si la estimacin
de la porosidad en las arcillas o lutitas es un indicador del grado de compactacin en la roca, se pueden utilizar
registros de pozo indicadores de la porosidad para determinar el grado de compactacin y de esta manera conocer
el valor de la presin de poro a determinada profundidad. Los registros de pozo que utilizaron fueron el de
resistividad y el snico.
La variacin de la porosidad respecto a la tendencia de compactacin normal proporciona una herramienta para
detectar y evaluar presiones anormales mediante la medicin de parmetros sensibles a la compactacin. Entre las
principales propiedades petrofsicas se encuentran la resistividad, el tiempo de trnsito y la velocidad de la onda
ssmica. Estas propiedades son las ms utilizadas en la planeacin y diseo de la perforacin de pozos.
Para el caso de la resistividad, una roca luttica compactada con menor cantidad de agua (y menor porosidad
debido al escape de fluidos), es ms resistiva que una roca luttica menos compactada y con mayor cantidad de
agua (mayor porosidad debido a que el agua no escapo en la misma proporcin). Basado en esto, se infiere que
una secuencia de sedimentos normalmente compactados debera proporcionar una tendencia de resistividades
incremental con la profundidad. Por lo que cualquier disminucin en esta tendencia normal, sera indicativo de
una zona con presin anormalmente alta (figura 6a). Para el tiempo de trnsito se utiliz el mismo razonamiento
y se defini que el tiempo de trnsito de las formaciones disminuye con la profundidad. Esto es debido a la
compactacin y a la consecuente disminucin en la porosidad de las formaciones lutticas. Una zona sobre-
presionada se ve reflejada por el incremento del tiempo de trnsito respecto a la tendencia normal (figura 6b).
Este incremento se debe al valor anormal de porosidad que presenta.
p
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(a)
(b)
Figura 6. (a) Comportamiento de la resistividad en una zona bajo compactada y (b) comportamiento del tiempo
de trnsito en una zona con porosidad anormalmente alta.
METODOLOGA PARA EL ANLISIS A TIEMPO REAL
Para el monitoreo a tiempo real de las sobrepresiones se hace necesario contar con informacin petrofsica y de
desviacin tomados con una herramienta de telemetra mientras se perfora (MWD y LWD por siglas en ingles);
es deseable contar con curvas de densidad de la roca para calcular el esfuerzo de sobrecarga mientras se perfora,
sin embargo, en caso de no contar con informacin de densidad, se puede utilizar el esfuerzo de sobrecarga
derivado con registros de pozos de correlacin, con ssmica o con un modelo regional; pero es imprescindible
contar con un registro litolgico, rayos gamma o potencial espontneo y con un registro indicador de la variacin
de la porosidad como la resistividad o el tiempo de trnsito.
Se mencion que todos los modelos de prediccin basados en registros de pozo estn fundamentados en la teora
de la compactacin, por lo que el xito del pronstico a tiempo real depende en gran proporcin de la definicin
regional o local del comportamiento de la compactacin.
Anlisis de Tendencias de Compactacin
La mecnica de definicin de tendencias normales consiste en identificar en un registro indicador de los cambios
de compactacin la zona de presin normal y la zona de presin anormal. La zona de presin normal ser aquella
parte del registro donde se observa un comportamiento lineal o tendencia. Con base en nuestra experiencia, se ha
observado que en Mxico las zonas de presin normal se pueden encontrar en promedio hasta los 2000 m. Este
dato se puede utilizar como gua para definir la linealidad de esa zona. La zona de presin anormalmente alta se
establece segn se ha definido con la teora de compactacin, es decir, una vez que los datos observados del
registro se separan de la tendencia normal. El proceso se repite para cada uno de los pozos del rea en estudio. El
definir la linealidad del indicador de los cambios de compactacin, nos permite trazar una tendencia o lnea que
puede ser representada por un modelo matemtico. La forma del modelo que describe el comportamiento de la
compactacin normal para curvas de resistividad y tiempo de trnsito en Mxico, se tomo con base en la funcin
exponencial planteada por Athy (Magara, 1978) sobre la compactacin de lutitas en el norte de Oklahoma (ver la
figura 7a y 7b).
cD
n e0 ....................................................................................................................................... (3)
Donde:
n= Porosidad normal
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0= Porosidad en la superficie (ordenada) D= Profundidad
c= Constante de compactacin (pendiente)
(a)
(b)
Figura 7. (a) Modelo de Athy (1930) y (b) Modelo de compactacin para resistividad de un pozo en Mxico.
Los modelos que describe la tendencia de compactacin normal para la resistividad (Lpez-Sols, 2006) y el
tiempo de trnsito en este caso son:
cD
n eRR 0 ...................................................................................................................................... (4)
cD
n eTT 0 ................................................................................................................................. (5)
Donde:
Tn= Tiempo de trnsito normal
T0= Tiempo de trnsito en la superficie (ordenada) Rn= Resistividad normal
R0= Resistividad en la superficie (ordenada)
Tradicionalmente para cada pozo se define una tendencia de compactacin normal, sin detenerse a analizar la
implicacin fsica de su definicin. Pennebaker (1968) desarrollo una correlacin (A-A) en el sur de Texas para demostrar la variabilidad de la tendencias de compactacin normal; plantea que debido a que las rocas en el
continente son ms compactas que en la costa, el tiempo de trnsito en superficie es mayor que el medido en el fondo marino; y que adems, la pendiente de los comportamientos es la misma a lo largo de la correlacin (figura
8a). En Mxico nos hemos dado a la tarea de analizar las tendencias de compactacin para resistividad en mayor
medida, debido a que la mayora de los pozos cuentan con esta informacin. De los anlisis de puede concluir
que el comportamiento superficial es inverso al descubierto por Pennebaker para tiempo de trnsito, es decir,
disminuye la resistividad superficial en direccin a la cuenca ocenica (Velzquez-Cruz, 2009a) y que la
pendiente del comportamiento normal es la misma para tiempo de trnsito como para la resistividad (figura 8b).
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(a)
(b)
Figura 8. (a) Variacin del tiempo de trnsito (Pennebaker, 1968) y (b) Variacin de la resistividad normal
(Velzquez-Cruz, 2009a).
MONITOREO A TIEMPO REAL DE UN POZO
En la figura 9 se muestra el monitoreo de la resistividad a tiempo real durante la perforacin de un pozo
(Jardinez-Tena, 2006). Como se puede observar en la figura 9a, al inicio de la perforacin no se tiene manera de
saber con precisin el comportamiento de la tendencia de compactacin normal, lo que puede conducir a errores
en el trazo de la tendencia de compactacin y por consiguiente, en el clculo de la magnitud de la presin de
poro; sin embargo, derivado del anlisis del comportamiento de la compactacin para la localidad, se puede saber
con mayor certeza el comportamiento normal de la resistividad (figura 9b).
(a)
(b)
Figura 9. (a) Posibles errores en la definicin la tendencia normal y (b) Las plantillas de tendencias permiten
definir con precisin el comportamiento normal.
Un error en la toma de decisiones respecto al incremento de la densidad del lodo de perforacin, conducira a
generar problemas de prdidas de circulacin, pegaduras por presin diferencial, o ms aun, problemas de
inestabilidad mecnica del agujero (derrumbes).
Con el desarrollo y uso de plantillas de tendencias de compactacin normal se incrementa la certeza de la
determinacin de geopresiones, por lo que la toma de decisiones se fundamenta tcnicamente y no solo con base
en los sntomas del pozo.
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La figura 10a y 10b muestra el monitoreo de las presiones a tiempo real en diferentes intervalos de tiempo y
profundidad, como se puede observar en las pistas derechas de las figuras, la tendencia normal de compactacin
se defini desde el inicio de la perforacin, lo que permiti llevar un seguimiento ms preciso de la presin (PP)
respecto de la densidad del lodo (MW).
(a)
(b)
Figura 10. (a) Seguimiento de la presin a tiempo real a 500 m (da 3 de operaciones) y (b) Seguimiento de la
presin a tiempo real a 1000 m (da 4 de operaciones).
Por ltimo, la figura 11 muestra el anlisis final de presiones del pozo ejemplo, se puede observar como el peso
del lodo programado (MW prog) se ve rebasado en cierta etapa del pozo (sombreado rosa), por lo que se tuvo que
tomar la decisin de incrementar la densidad del lodo. El monitoreo a tiempo real, con una adecuada definicin
del comportamiento de la compactacin de las rocas, permite realizar prognosis ms precisas de las geopresiones
y tomar decisiones fundamentadas con bases de Ingeniera y no solamente en experiencias y prcticas operativas.
Figura 11. Anlisis final del pozo monitoreado a tiempo real.
COLEGIO DE INGENIEROS PETROLEROS DE MXICO, A.C.
Abril del 2010 12
CONCLUSIN
Para realizar un anlisis de sobrepresiones no basta con saber utilizar un software, sino que se debe tener una
nocin bastante clara de los mecanismos que originan las sobrepresiones y asociarlos con el ambiente geolgico
de la cuenca o localizacin en estudio. Una vez identificado el origen, se debe determinar cuales son los datos
aplicables para cada caso particular, efectuar un control de calidad de los mismos y estar en posibilidad de
seleccionar el modelo matemtico, emprico o estadstico para las prognosis de presiones. Seleccionado el
modelo, se debe entender de que manera reproduce al sistema fsico que deseamos conocer por anticipado y de
esta forma estar ciertos de que el pronostico que se lleve a cabo, ser el ms cercano a la realidad.
NOMENCLATURA
C = Grado centgrado
CSG = Casing Points (Puntos de asentamiento de tuberas de revestimiento)
D = Profundidad
EDX = Energa Dispersiva de Rayos X
FG = Fracture Gradient (Presin de Fractura)
g/cc = gramos sobre centmetro cbico
lb/gal = libras por galn
LWD = Logging While Drilling (Registros Mientras se Perfora)
MEB = Microscopia Electrnica de Barrido
MW = Mud Weight (Peso de lodo)
MWD = Measurement While Drilling (Mediciones Mientras se Perfora)
NaCl = Cloruro de Sodio
OBG = Overburden Gradient (Presin de Sobrecarga)
PP = Pore Pressure (Presin de Poro)
Pp = Presin de formacin o poro
ppm = Partes por milln
psi = pound per square inch (libras por pulgada cuadrada)
S = Esfuerzo de Sobrecarga
S1 = Esfuerzo principal mayor
S2 = Esfuerzo principal intermedio
S3 = Esfuerzo principal menor
SH = Esfuerzo horizontal mximo
Sh = Esfuerzo horizontal mnimo
Sv = Esfuerzo vertical o de sobrecarga
r = Densidad volumtrica de la roca
= Esfuerzo de sobrecarga efectivo soportado por el grano
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PREDICCIN DE SOBREPRESIONES A TIEMPO REAL PARA LA PERFORACIN DE POZOS EN MXICO
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