Guía para la Predicción de Geopresiones (Presiones de sobrecarga, poro y fractura) CONTENIDO 1. Objetivo

2. Introducción

3. Conceptos generales

4. Metodología práctica para el cálculo de las presiones de sobrecarga, poro y fractura

4.1. Determinar la presión de sobrecarga (S)

4.2. Definir los intervalos de lutitas limpias

4.3. Determinar la presión de poro (PP)

4.4. Determinar la presión de fractura (PFR)

4.5. Calibrar las predicciones de las presiones de poro y fractura

5. Recomendaciones

6. Nomenclatura

7. Referencias

En la presente guía se desarrolla una metodología práctica para calcular la presión de poro, la presión de fractura y la presión de sobrecarga, conocidas como geopresiones. Esto nos permitirá utilizar los programas de computo disponibles en UPMP para este fin, como el PREDICT, con un buen criterio de análisis y consecuentemente mejorar el diseño y la planeación de los pozos a perforar.

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1. OBJETIVO El objetivo de esta guía es implantar una metodología para usar los programas de cómputo con un buen criterio de análisis y, de esta manera, predecir las presiones de sobrecarga, poro y fractura con un alto grado de exactitud. Primero se presenta, en forma práctica y sencilla, los principios físicos que dan origen a las presiones de sobrecarga, poro y fractura. Posteriormente, se presentan los métodos de predicción más utilizados. 2. INTRODUCCIÓN Problemas de flujo y descontrol, pegaduras por presión diferencial, pérdidas de circulación, colapsos de tuberías de revestimiento y derrumbes de formación suelen incrementar considerablemente el costo de un pozo y el tiempo de perforación del mismo. Estos problemas son causados generalmente por una deficiente predicción de las presiones de sobrecarga, poro y fractura de las formaciones a perforar, y cuyo conocimiento es básico para planear la perforación. Consecuentemente, es indispensable entender primero los principios físicos que originan estas presiones y, segundo, predecirlas con la mayor exactitud posible. 3. CONCEPTOS GENERALES Durante el proceso de depositación normal, la presión de sobrecarga se incrementa conforme los sedimentos se acumulan. El incremento de la sobrecarga compacta los sedimentos, resultando en un decremento de la porosidad, como se ilustra en la Figura 1. El proceso de compactación ocurre a medida que el agua de formación es expulsada del espacio poroso, y el esfuerzo de sobrecarga soportado por dicha agua de formación es transferido a la matriz de la roca reduciendo la porosidad.

En áreas donde la permeabilidad de la formación ha sido suficiente para permitir la migración de fluidos causada por la reducción de la porosidad, la presión de poro es normal y se considera aproximadamente igual a la presión hidrostática ejercida por una columna de agua de formación a la profundidad de interés. Las zonas de presión de poro anormales se originaron durante el proceso de depositación y compactación, formándose una barrera impermeable que impidió la liberación del agua de la formación por debajo de esta barrera. Esta barrera impermeable se formó debido a que el proceso de sedimentación y compactación ocurrió a un ritmo más rápido que el movimiento ascendente del agua. Consecuentemente, la porosidad de la formación abajo de esta barrera impermeable difiere de la tendencia normal (Figura 1).

La presión de sobrecarga (S) es el peso de la columna de roca más los fluidos

Figura 1. Proceso de sedimentación y compactación.

Predicción de Geopresiones

Gerencia de Ingeniería 3

contenidos en el espacio poroso que soporta una formación a una determinada profundidad (Figura 2). La presión de poro (pp) es la presión natural, originada por los procesos geológicos de depositación y compactación, a la que se encuentran sometidos los fluidos contenidos en los espacios porosos (porosidad) de la formación (Figura 2). El esfuerzo efectivo o de matriz (σσσσ) es el esfuerzo generado por el contacto grano a grano de la matriz de roca, el cual está en función de la sobrecarga a la profundidad de interés (Figura 2).

Las propiedades de la lutita medidas por los registros geofísicos (tiempo de tránsito, resistividad, densidad, temperatura y presión), así como la velocidad sísmica, están directamente relacionados con la porosidad de la formación. Cuando estos valores se grafican con respecto a la profundidad (Figura 3), la sección de presión normal sigue una tendencia lineal conforme la porosidad de la formación decrece con respecto a la profundidad. Una desviación de esta tendencia normal es una indicación de presión anormal. Esta

desviación de la tendencia normal es el principio utilizado por los principales métodos de predicción de presión de poro.

Todos los métodos de predicción de presión de sobrecarga, poro y fractura están basados en el principio de Terzaghi1 (Figura 4), el cual define que la presión de sobrecarga S , es igual a la suma del esfuerzo vertical efectivo σ más la presión de poro pp definido como:

( )1 σσσσ+= ppS

σ

S

pp

σ

S

pp

Figura 2. Presión de sobrecarga, Presión de Poro y esfuerzo efectivo.

Compactación Normal (Acumulación Normal)

(µ seg/ft)

Sónico Densidad

(g/cc)

Resistividad(g /cc)

(Ω m)Formaciónde agua

Porosidad

Formacióna PresiónNormal

Formacióna PresiónAnormal

Compactación Baja (Acumulación Rápida)

Compactación Normal (Acumulación Normal)

(µ seg/ft)

Sónico

(µ seg/ft)

Sónico Densidad

(g/cc)

Resistividad(g /cc)

(Ω m)

Resistividad(g /cc)

(Ω m)Formaciónde agua

Porosidad

Formacióna PresiónNormal

Formacióna PresiónAnormal

Compactación Baja (Acumulación Rápida)

Formacióna PresiónNormal

Formacióna PresiónAnormal

Compactación Baja (Acumulación Rápida)

Formacióna PresiónNormal

Formacióna PresiónAnormal

Formacióna PresiónNormal

Formacióna PresiónAnormal

Formacióna PresiónNormal

Formacióna PresiónAnormal

Formacióna PresiónNormal

Formacióna PresiónAnormal

Formacióna PresiónNormal

Formacióna PresiónAnormal

Formacióna PresiónNormal

Formacióna PresiónAnormal

Compactación Baja (Acumulación Rápida)

Figura 3. Comportamiento de los indicadores de presión vs profundidad.1

pp σ

pp σ

Zona de presión normal

Zona de presión anormal

Zona de transición

Densidad equivalente (gr/cc)

Prof

undi

dad

(m)

Spp =+σ

pp σ

pp σ

Zona de presión normal

Zona de presión anormal

Zona de transición

Densidad equivalente (gr/cc)

Prof

undi

dad

(m)

Spp =+σ

Figura 4. Principio de Terzaghi1

Guía de Diseño

4 Gerencia de Ingeniería

En la literatura existe un gran número de métodos para determinar las tres incógnitas de la ecuación de Terzaghi1. Sin embargo, todos están basados en los mismos principios, los cuales se resumen en la siguiente metodología de cinco pasos, la cual utiliza información sísmica para pozos exploratorios e información de registros geofísicos para pozos de desarrollo. Cuando un pozo exploratorio está cerca de pozos de desarrollo, los registros geofísicos también se deben utilizar para calcular las geopresiones de dicho pozo. Por otro lado, si se cuenta con información sísmica en pozos de desarrollo, ésta también debe utilizarse para el cálculo de geopresiones en dichos pozos. 4. METODOLOGÍA PRÁCTICA PARA EL CÁLCULO DE LAS PRESIONES DE SOBRECARGA, PORO Y FRACTURA 4.1Determinar la presión de sobrecarga (S). 4.2Definir los intervalos de lutitas limpias

(no aplica cuando únicamente se cuenta con información sísmica).

4.3Determinar la presión de poro (pp). 4.4Determinar la presión de fractura (pFR). 4.5Calibrar las predicciones de las

presiones de poro y fractura. 4.1. Determinar la presión de sobrecarga

( )( )2

101

1∑=

−−

=

n

niiFi DD

Sρ

Donde Fiρ es la densidad promedio de la formación (gr/cm3) comprendida entre las profundidades iD y 1−iD (m) (Figura 5). Fiρ se determina en forma directa del registro de densidad de pozos de correlación o con la siguiente correlación empírica, si únicamente se cuenta con el registro sónico o información sísmica.

( )3 *0701.0 25.0VFi =ρ

Donde V es la velocidad del intervalo (m/seg).

4.2. Definir los intervalos de lutitas limpias Todos los métodos para evaluar la presión de poro emplean los valores de tiempo de tránsito o de resistividad en las lutitas para definir la tendencia normal de compactación. Para esto, es fundamental seleccionar los intervalos de lutitas limpias, como se indica a continuación: 4.2.1. Línea base de lutitas A partir de un registro de litología, como rayos gamma (RG) o potencial espontáneo (SP), trazar la línea base de lutitas limpias seleccionando los valores máximos del registro. Al trazar esta línea considerar los valores máximos de resistividad y, en el registro sónico, tomar en cuenta los valores mínimos (Figura 6). 4.2.2. Selección de puntos de lutita Para cada lectura en el registro RG o SP, igual o mayor que la línea base de lutitas, marcar la lectura de tiempo de tránsito o de resistividad a la profundidad correspondiente. De esta manera se estarán seleccionando los puntos de lutita en el (los) registro(s) a utilizar para el

iD

1−iD

1+iD

•

nD

Fiρρρρ

1+Fiρ•

Fnρρρρ

iD

1−iD

1+iD

•

nD

Fiρρρρ

1+Fiρ•

Fnρρρρ

Figura 5. Profundidades y densidades de formaciones atravesadas durante la

perforación.

Predicción de Geopresiones

Gerencia de Ingeniería 5

análisis de la tendencia normal de compactación (Figura 7).

4.2.3. Unión de puntos de lutita Con los puntos de lutita seleccionados, se procede a unir éstos para definir el comportamiento de la porosidad en el (los)

registro(s) utilizado(s). Precisamente, sobre la línea que une los puntos de lutita se trazará la tendencia normal de compactación para el cálculo de la presión de poro (Figura 8). 4.3. Determinar la presión de poro En un estudio del estado del arte de los métodos de predicción de presión de poro2 se identificaron 15 métodos. Sin embargo, los mejores y más usados por la industria petrolera3 son: el método de Hottman y Johnson4, el método de Foster y Whalen5 o profundidad equivalente, el método de Eaton3,6 y el método del exponente dc7. A diferencia de los otros métodos, estos cuatro métodos son sencillos y utilizan información convencional y de fácil acceso. 4.3.1 Método de Hottman y Johnson4 (H&J) Usando valores de tiempo de tránsito o resistividad y presiones de formación reales medidas en formaciones del Mioceno y Oligoceno de las costas de Texas y Louisiana, H&J desarrollaron dos correlaciones empíricas para la determinación de la presión de poro, como se indica a continuación. 4.3.1.1. A partir de la unión de las lecturas de puntos de lutitas limpias (ínciso 2.3), graficar profundidad vs. tiempo de tránsito o resistividad de lutitas limpias (línea azul en Figura 9).

GR

Líneas basede lutitas

Defiinir los Intervalos de Lutitas limpiasDefiinir los Intervalos de Lutitas limpias

ResistividadTiempo deTránsito

GR

Líneas basede lutitas

Defiinir los Intervalos de Lutitas limpiasDefiinir los Intervalos de Lutitas limpias

ResistividadTiempo deTránsito

Figura 6. Linea base de lutitas.

GR

Líneas basede lutitas

Definir los Intervalos de Lutitas limpiasDefinir los Intervalos de Lutitas limpias

Unión depuntos de lutita en

Resistividad

Unión depuntos delutita en

Tiempo deTránsito

GR

Líneas basede lutitas

Definir los Intervalos de Lutitas limpiasDefinir los Intervalos de Lutitas limpias

Unión depuntos de lutita en

Resistividad

Unión depuntos delutita en

Tiempo deTránsito

Figura 8. Unión de puntos de lutitas.

GRDefiinir los Intervalos de Lutitas limpiasDefiinir los Intervalos de Lutitas limpias

Lecturas deTiempo deTránsitopara cadapunto delutita

Líneas basede lutitas Lecturas de

Resistividadpara cadapunto de

lutita

GRDefiinir los Intervalos de Lutitas limpiasDefiinir los Intervalos de Lutitas limpias

Lecturas deTiempo deTránsitopara cadapunto delutita

Líneas basede lutitas Lecturas de

Resistividadpara cadapunto de

lutita

Figura 7. Selección de puntos de lutitas.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

50 100 150 200

Tiempo de tránsito de lutitas (µs/ft)

tlutlun

Prof

undi

dad

[m]

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

50 100 150 200

Tiempo de tránsito de lutitas (µs/ft)

tlutlun tlutlun

Prof

undi

dad

[m]

Figura 9. Tendencia real vs. tendencia

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4.3.1.2. Trazar la línea de tendencia normal y extrapolarla hasta la profundidad total (línea verde en Figura 9). 4.3.1.3. A la profundidad de interés, leer los valores de tiempo de tránsito o resistividad de la tendencia normal y de la curva graficada con los valores del registro. 4.3.1.4. Se calcula la diferencia de lecturas de tiempo de tránsito (tlu-tlun) o la relación de resistividades (Ron/Ro)lu entre los valores reales del registro y los valores leídos de la línea de tendencia normal extrapolada. 4.3.1.5. Con el valor obtenido en el punto 4.3.1.4, se entra a la correlación de H&J (Figura 10 ú 11) y se determina el gradiente de presión de poro.

Figura 10. Correlación de H&J para tiempo de tránsito de lutitas.

Figura 11. Correlación de H&J para resistividad de lutitas.

4.3.1.6. Finalmente, el gradiente de presión de poro obtenido en el punto 4.3.1.5 se multiplica por la profundidad para obtener la presión de poro buscada. Mathews & Kelly8 y Fertl9 desarrollaron correlaciones similares usando un mayor número de datos de otras áreas geológicas, utilizando el mismo principio de H&J. 4.3.2. Método de Foster y Whalen5 o de profundidad equivalente. Este método está basado en el principio que establece que formaciones con el mismo valor de la propiedad dependiente de la porosidad (tiempo de tránsito, resistividad, densidad, etc.) se encuentran bajo el mismo esfuerzo efectivo σ . El método se explica a continuación. 4.3.2.1. A partir de la unión de las lecturas de puntos de lutitas limpias, graficar profundidad vs. tiempo de tránsito o resistividad de lutitas limpias (línea azul en Figura 12). 4.3.2.2. Trazar la línea de tendencia normal y extrapolarla hasta la profundidad total (línea verde en Figura 12). Figura 12. Tendencia real vs. tendencia normal. 4.3.2.3. A la profundidad de interés D, leer el valor extrapolado tlun y observados tlu. Posteriormente, de la lectura observada trazar una línea vertical hacia arriba hasta

0.1

0.12

0.14

0.16

0.18

0.2

0.22

0.24

0 10 20 30 40 50 60 70

lutitas (tlu-tlun ) (µs/ft)

Grad

ient

e de P

resió

n de

Por

o [k

g/cm

2/m

]

Diferencia en tiempo de tránsito de

0.1

0.12

0.14

0.16

0.18

0.2

0.22

0.24

0 10 20 30 40 50 60 70

lutitas (tlu-tlun ) (µs/ft)

Grad

ient

e de P

resió

n de

Por

o [k

g/cm

2/m

]

Diferencia en tiempo de tránsito de

0.1

0.12

0.14

0.16

0.18

0.2

0.22

1 2 3 4 5

(Ron/Ro)lu

Grad

ient

e de P

resió

n de

Por

o [k

g/cm

2/m

]

Relación de resistividad de lutitas

0.1

0.12

0.14

0.16

0.18

0.2

0.22

1 2 3 4 5

(Ron/Ro)lu

Grad

ient

e de P

resió

n de

Por

o [k

g/cm

2/m

]

Relación de resistividad de lutitas

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

50 100 150 200Tiempo de transito de lutitas (µs/ft)

tlutlun

Prof

undi

dad

[m]

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

50 100 150 200Tiempo de transito de lutitas (µs/ft)

tlutlun

Prof

undi

dad

[m]

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interceptar la línea de tendencia normal y leer la profundidad correspondiente Dn. 4.3.2.4. Se calcula el esfuerzo efectivo a la profundidad Dn, el cual es igual al esfuerzo efectivo a la profundidad de interés.

( ) ( ) ( ) ( ) ( )4 DnpDnDnD pS −== σσσσσσσσ

( ) ( )5 10

* nFF

DnpDp ρρρρ=∴

Donde FFρ es la densidad del fluido de formación en la zona de presión de poro normal, que se considera aproximadamente igual a 1.03 gr/cm3, cuando no se tiene información de la densidad del agua de formación de pozos de correlación. 4.3.2.5. Finalmente se calcula la presión de poro a la profundidad de interés.

( ) ( ) ( ) ( )6 DDDpSp σσσσ−=

4.3.3. Método de Eaton3,6 Al igual que el método de H&J4, el método de Eaton3,6 está basado en el principio que establece que la tendencia normal de compactación es alterada en la zona de presión anormal. Eaton utilizó una gran cantidad de datos de registros geofísicos y mediciones de presiones de poro de diferentes áreas geológicas para desarrollar una serie de ecuaciones, las cuales relacionan directamente la presión de poro con la magnitud de desviación entre los valores observados y los obtenidos de la tendencia normal extrapolada. El método se explica a continuación. 4.3.3.1. A partir de la unión de las lecturas de puntos de lutitas limpias, graficar profundidad vs. tiempo de tránsito o resistividad de lutitas “limpias” (línea azul Figura 12). 4.3.3.2. Trazar la línea de tendencia normal y extrapolarla hasta la profundidad total (línea verde en Figura 12).

4.3.3.3. A la profundidad de interés D, leer los valores de tiempo de tránsito de la tendencia normal tlun y de la tendencia observada tlu y la profundidad equivalente al mismo valor del tiempo de tránsito observado Dn. 4.3.3.4. Calcular la presión de poro a la profundidad de interés D, según el registro que se tenga, con las siguientes ecuaciones: Sónico

( ) ( ) ( ) ( )( ) ( )7 *0.3

−−=

lu

lunDnpDDDp t

tpSSp

Resistivo

( ) ( ) ( ) ( )( ) ( )8 *2.1

−−=

on

oDnpDDDp R

RpSSp

Conductivo

( ) ( ) ( ) ( )( ) ( )9 *2.1

−−=

o

onDnpDDDp C

CpSSp

Aun cuando el método de Eaton esta basado en datos de áreas geológicas diferentes a las perforadas en México, es el más preciso y sencillo de utilizar. 4.3.4. Método del exponente dc7

Jorden y Shirley7 propusieron usar el modelo de Bingham10 para normalizar el ritmo de penetración R considerando los efectos ocasionados por cambio del peso sobre barrena W, de las revoluciones por minuto de la rotaria N y del diámetro de la barrena db a través del cálculo del exponente dc, definido como:

( )10

45412log

29.18log

=

bdWN

R

dc

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Donde R esta en m/h, N en RPM, W en toneladas y db en pulgadas. Para corregir el exponente dc por cambios de densidad de lodo, Rehm y McClendon11 propusieron la siguiente ecuación:

( )11 modlodo

FFdcdcρρρρρρρρ=

Donde lodoρ es la densidad equivalente de circulación durante la perforación y FFρ es la densidad del fluido de formación. Basado en el principio que establece que la tendencia normal de compactación es alterada en la zona de presión anormal, el método del exponente dc consiste en lo siguiente: 4.3.4.1. Calcular el exponente dc y el exponente modificado dcmod durante la perforación de lutitas. Los datos de perforación obtenidos en formaciones que no sean lutitas deben eliminarse. 4.3.4.2. Graficar profundidad vs. exponente dcmod (Figura 13).

Figura 13. Profundidad vs exponente dcmod. 4.3.4.3. Trazar la línea de tendencia normal y extrapolarla hasta la profundidad total (línea verde en Figura 13).

4.3.4.4. A la profundidad de interés D, leer los valores del exponente dcmod, y en la tendencia normal dcmodn. Además, para el valor de dcmod, leer la profundidad equivalente, en la zona de presión normal Dn. 4.3.4.5. Finalmente, calcular la presión de poro a la profundidad de interés D, usando la fórmula de Eaton3,6.

( ) ( ) ( ) ( )( ) ( )12 *2.1

mod

mod

−−=

nDnpDDDp dc

dcpSSp

4.4. Determinar la presión de fractura 3,6 La presión necesaria para vencer la presión de formación y la resistencia de la roca se denomina presión de fractura. Para determinar esta presión se propone emplear el método de Eaton, tal y como se plantea a continuación. 4.4.1. Método de Eaton La ecuación de Eaton para el cálculo de la presión de fractura (pFR) está en función de la presión de poro (pp) y de la sobrecarga (S), previamente calculadas, así como de la relación de Poisson (ν ).

( ) ( ) ( ) ( )[ ] ( )13 1 DpDDpDFR pSpp −

−+=

νννννννν

4.4.1.1. Calcular la relación de Poisson. La relación de Poisson es un propiedad mecánica de la formación que relaciona la deformación lateral de la roca con respecto a su deformación axial, cuando está sometida a un esfuerzo. Para calcularla, tenemos dos opciones: a) A partir del registro sónico dipolar de pozos de correlación.

( )14 1

5.0

2

2

−

=

tctstcts

νννν

0

20 00

40 00

60 00

80 00

100 00

120 00

140 00

160 00

180 00

0 0 .5 1 1.5 2

Expo ne nte dc mo d

dcmodndcmod

D

Dn0

20 00

40 00

60 00

80 00

100 00

120 00

140 00

160 00

180 00

0 0 .5 1 1.5 2

Expo ne nte dc mo d

dcmodndcmod

D

Dn

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donde : ts , tiempo de tránsito de corte (microseg/pie) tc , tiempo de tránsito compresional (microseg/pie) b) A partir del nomograma de Eaton, el cual se expresa en la siguiente ecuación para cada profundidad de interés.

( ) ( )15 0673.0ln*0645.0 −= Dνννν Finalmente, se sustituye en la ecuación (13) y se obtiene la presión de fractura. Otra opción es obtener la relación de Poisson a partir de ensayos mecánicos de laboratorio a muestras de núcleos, con la consideración de que esta medición es puntual y referida a la profundidad a la cual se obtuvo la muestra. 4.5. Calibrar las predicciones de las presiones de poro y fractura Para completar el proceso de evaluación de geopresiones, es necesario calibrar la predicción de los perfiles de poro y de fractura con datos reales, obtenidos durante la perforación y terminación del pozo que se está analizando; de tal manera que se pueda realizar un análisis comparativo con los datos programados y así obtener las geopresiones definitivas para el pozo. 4.5.1. Calibración de la presión de poro Para la calibración de la presión de poro, se pueden utilizar los siguientes parámetros: 4.5.1.1. Calibración con datos de pruebas de formación. comparar los valores, en gradiente, de pruebas de formación, como RFT (repeat formation test), MDT (modular formation dynamics test) o DST (drill stem test), con el gradiente de presión de formación, a las respectivas profundidades y, en caso de que exista una desviación, se ajusta la tendencia normal de compactación, de tal manera que el perfil de la presión de poro se ajuste a estos valores (Figura 14). Es necesario tomar en cuenta otros parámetros de calibración, como

gasificaciones, densidad del lodo, flujos o brotes. 4.5.1.2. Calibración con la densidad del lodo. Comparar la densidad del lodo utilizada durante la perforación, con el gradiente de presión de formación y, en caso de que estos perfiles se intercepten, se ajusta la tendencia normal de compactación, como se muestra en la Figura 14. De igual manera, será necesario tomar en cuenta otros parámetros, como gasificaciones, pruebas de formación, flujos o brotes.

Figura 14. Calibración de la presión de poro 4.5.1.3. Calibración con evidencias durante la perforación. Comparar el valor en gradiente de presión de las evidencias, como gasificaciones, flujos o brotes, con el gradiente de presión de formación a las respectivas profundidades y, en caso de que exista una desviación, se ajusta la tendencia normal de compactación, de tal manera que el perfil de la presión de poro se ajuste a estos valores (Figura 14). También en este caso es necesario tomar en cuenta otros parámetros, como gasificaciones, densidad del lodo, flujos o brotes. 4.5.2. Calibración de la presión de fractura En este caso deberá obtenerse la información de los siguientes parámetros: 4.5.2.1. Calibración con datos de pruebas de goteo (leak off test) o minifracs. Esta es una práctica de campo empleada para

GR

Ajuste de Ajuste de TendenciaTendenciaNormalNormal

Líneas basede lutitas

Calibración de Presión de PoroCalibración de Presión de Poro

CalibraciónCalibraciónen Presiónen Presiónde Porode Poro

Presión de Fractura

Pruebasde

Formación

TR’sDensidadde LodoReal

GR

Ajuste de Ajuste de TendenciaTendenciaNormalNormal

Líneas basede lutitas

Calibración de Presión de PoroCalibración de Presión de Poro

CalibraciónCalibraciónen Presiónen Presiónde Porode Poro

Presión de Fractura

Pruebasde

Formación

TR’sDensidadde LodoReal

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evaluar la cementación primaria de una tubería de revestimiento y para estimar el gradiente de la presión de fractura. En una prueba de goteo se considera que la presión, donde las fracturas comienzan a abrirse e inician a tomar fluidos, es una aproximación del gradiente de fractura, a la respectiva profundidad (Figura 15).

Figura 15. Prueba de goteo (LOT) Para la calibración se comparan los valores en gradiente de pruebas de goteo (LOT) o minifracs, con el gradiente de presión de fractura, a las respectivas profundidades y, en caso de que exista una desviación, se ajusta la tendencia normal de compactación, de tal manera que el perfil de la presión de fractura se ajuste a estos valores (Figura 16). Es necesario tomar en cuenta los otros parámetros, como las pérdidas de circulación, en caso de presentarse. 4.5.2.2. Calibración con evidencias durante la perforación. Cuando se ubica la profundidad de una perdida de circulación y se establece la densidad del fluido con la cual se presentó ésta, es posible asumir que esta densidad representa un valor cercano al gradiente de fractura para esa profundidad. En caso de que la perdida de circulación sea inducida, no deberá considerarse como evidencia para calibración del gradiente. En este caso, se compara el valor en gradiente de presión de la(s) pérdida(s) de circulación, con el gradiente de presión de fractura a las respectivas profundidades y,

en caso de que exista una desviación, se ajusta la tendencia normal de compactación, de tal manera que el perfil de la presión de fractura se ajuste a estos valores. Es necesario tomar en cuenta los parámetros anteriores, como pruebas de LOT o minifracs. 5. RECOMENDACIONES A continuación se enuncian algunas recomendaciones sobre el empleo de esta guía: o Los métodos descritos en esta guía no

son aplicables a formaciones densas y compactas, tales como formaciones calcáreas constituidas por calizas, anhidritas y/o dolomitas, ya que la presión de poro está influenciada por las propiedades que dependen de la compactación de las lutitas.

o Esta guía se puede aplicar para la

predicción de geopresiones, tanto para pozos de desarrollo como para pozos exploratorios.

o Sí se aplica el método de Eaton, para el

cálculo de la presión de poro, se recomienda caracterizar el exponente de la ecuación de Eaton para cada campo, una vez que se cuente con suficiente información.

Presión deGoteo (LOT)

Fin del bombeoPresión inicial de cierre

Esfuerzo Mínimo

Presión deGoteo (LOT)

Fin del bombeoPresión inicial de cierre

Esfuerzo Mínimo

GR

Ajuste de Ajuste de TendenciaTendenciaNormalNormal

Líneas basede lutitas

Calibración de Presión de FracturaCalibración de Presión de Fractura

PresiónPresiónde Porode Poro

CalibraciónPresión de Fractura

PruebasLOT,

MiniFracs

TR’s

Pérdida de circulación

GR

Ajuste de Ajuste de TendenciaTendenciaNormalNormal

Líneas basede lutitas

Calibración de Presión de FracturaCalibración de Presión de Fractura

PresiónPresiónde Porode Poro

CalibraciónPresión de Fractura

PruebasLOT,

MiniFracs

TR’s

Pérdida de circulación

Figura 16. Calibración de la presión de fractura.

Predicción de Geopresiones

Gerencia de Ingeniería 11

o Se recomienda emplear preferentemente datos de tiempo de tránsito, ya que se eliminan los problemas originados por los cambios de salinidad del agua de formación empleando la información de resistividad y/o conductividad de las formaciones.

o La evaluación de geopresiones debe

realizarse antes, durante y después de la perforación de un pozo.

6. NOMENCLATURA

oC = Conductividad medida en lutitas limpias (1/Ohms-m)

onC = Conductividad en lutitas limpias (tendencia normal) (1/Ohms-m)

bd = Diámetro de la barrena (in)

D = Profundidad (m) nD = Profundidad leída sobre la

tendencia normal (m) N = Velocidad de la rotaria (RPM)

FRp = Presión de fractura (kg/cm2)

pp = Presión de poro (kg/cm2)

S = Presión de sobrecarga (kg/cm2)

R = Ritmo de penetración (m/hora)oR = Resistividad medido en lutitas

limpias (Ohms-m) onR = Resistividad en lutitas limpias

(tendencia normal) (Ohms-m) lut = Tiempo de tránsito medida en

lutitas limpias ( piesµ )

lunt = Tiempo de tránsito en lutitas limpias (tendencia normal) ( piesµ )

Ct = Tiempo de tránsito compresional ( piesµ )

St = Tiempo de tránsito de corte ( piesµ )

V = Velocidad (m/seg)

W = Peso sobre barrena (toneladas)

Letras griegas ν = Relación de Poisson

(adimensional) ρ = Densidad (gr/cm3) σ = Esfuerzo principal (kg/cm2)

7. REFERENCIAS 1. Terzaghi, K., Theoretical Soil Mechanics, John Wiley & Sons, Inc., New York (1943). 2. Knowledge Systems, INC. Best Practice Procedures for Predicting Pre-Drill Geopressures in Deep Water Gulf of Mexico. DEA Project 119-June 2001. 3. Yoshida, C., Ikeda, S., and Eaton, B. A.: An Investigative Study of Recent Technologies Used for Prediction, Detection, and Evaluation of Abnormal Formation Pressure and Fracture Pressure in North and South America, IADC/SPE 36381, 1996. 4. Hottman, C.E., and Johnson, R.K.: Estimation of Formation Pressure from Log-Derived Shale Properties, Journal of Petroleum Technology, August, 1965. 5. Foster, J.B. and H.E. Whalen.: Estimation of Formation Pressures from Electric Surveys-Offshore Louisiana” Journal of Petroleum Technology, (2/66), 165-171. 6. Eaton, Ben A. Graphical Method Predicts Geopressures Worwide. World Oil (7/76), pp 100-104. 7. Jorden, J. R. and O. J. Shirley.: Application of Drilling Performance Data to Overpressure Detection. SPE 1407 (11/66), pp. 1387-1394. 8. Matthews, W. R., and Kelly, J.: How to Predict Formation Pressure and Fracture Gradient, The Oil and Gas Journal, Feb., 1967. 9. Fertl, W. H., Abnormal Formation Pressure, Elsevier Scientific Publishing Co., New York, 1976, pp. 210. 10. Borel, W. J. and Lewis, R. L.: Ways to Detect Abnormal Formation Pressure,

Guía de Diseño

12 Gerencia de Ingeniería

Pet. Eng. (July-Nov. 1969); “Part 3 Surface Shale Resistivity” (Oct. 1969) 82. 11. Rehm, W. A. and McClendon, M. T.: Measurements of Formation Pressure From Drilling Data, paper SPE 3601 presented at the SPE annual Fall Meeting. New Orleans, Oct. 3-6, 1971.