PREDICCIN DE SOBREPRESIONES A TIEMPO REAL PARA LA PERFORACIN DE
POZOS EN MXICOAUTORM. en C. David Velazquez Cruz, Instituto
Mexicano del Petrleo
RESUMENLa 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.
INTRODUCCINEl 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)
COLEGIO DE INGENIEROS PETROLEROS DE MXICO, A.C.
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 BsicosLa 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 Golfo de Mxico-USA Canal de Santa Brbara Mar del Norte Costa
Mexicana del Golfo frica Oeste Delta del Mackenzie Malasia
GRADIENTE DE PRESIN DE PORO NORMAL (psi/pie) (lb/gal) (g/cc) 0.465
8.94 1.074 0.452 8.69 1.044 0.452 8.69 1.044 0.446 8.58 1.030 0.442
8.50 1.021 0.442 8.50 1.021 0.442 8.50 1.021
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POZOS EN MXICO
Tampico-Misantla-Chicontepec California Montaas Rocosas Cuenca
de Anadarko Oeste de Texas
0.442 0.439 0.436 0.433 0.433
8.49 8.44 8.38 8.33 8.33
1.020 1.014 1.007 1.000 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 SobrepresionesExisten 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
semipermeables 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 CompactacinPara 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:
p p u
....................................................................................................................................
(1)Donde:
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p= p= presin de consolidacin o esfuerzo de consolidacin
p = presin de consolidacin soportado por el contacto entre los
granos de la rocau= 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.
S Pp
.......................................................................................................................................
(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 sobrepresionada 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.
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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 REALPara 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 CompactacinLa 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).
n 0 ecDDonde:
.......................................................................................................................................
(3)
n= Porosidad normal
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0= Porosidad en la superficie (ordenada) D= Profundidad c=
Constante de compactacin (pendiente) (b) (a)
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:
Rn R0 ecD
......................................................................................................................................
(4)
Tn T0 ecD
.................................................................................................................................
(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 POZOEn 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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PREDICCIN DE SOBREPRESIONES A TIEMPO REAL PARA LA PERFORACIN DE
POZOS EN MXICO
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.
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COLEGIO DE INGENIEROS PETROLEROS DE MXICO, A.C.
CONCLUSINPara 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.
NOMENCLATURAC = 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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