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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Abril del 2010 9

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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