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Compactación y subsidencia

Dirk Doornhof Nederlandse AardolieMaatschappij (NAM) B.V.Assen, Países Bajos

Tron Golder KristiansenBP NorwayStavanger, Noruega

Neal B. NagelConocoPhillipsHouston, Texas, EUA

Phillip D. PattilloBP AméricaHouston, Texas

Colin SayersHouston, Texas

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Olav Barkved, BP, Stavanger; Tom Bratton,Denver; Rob Marsden, Gatwick, Inglaterra; Frank Mitchum,BP, Houston; y Marc Thiercelin, Moscú. Uno de los autoresagradece la autorización para publicar este artículo aConocoPhillips Norge y sus socios, incluyendo TOTAL E&PNorge AS, Eni Norge AS, Norsk Hydro Produksjon a.s.,Statoil ASA y Petoro AS. Otro autor agradece laautorización para publicar este artículo a BP Norge AS ysus socios Hess Norge AS, Enterprise Oil Norge AS yTOTAL E&P Norge AS.ECLIPSE y Sonic Scanner son marcas de Schlumberger.CMI, Instrumento de Monitoreo de la Compactación, esuna marca de Baker Atlas. FCMT, Herramienta deMonitoreo de la Compactación de la Formación, es unamarca de Halliburton. VISAGE es una marca de V.I.P.S.

La caída de presión de un campo productivo puede conducir a la compactación

del yacimiento, al movimiento de los estratos de sobrecarga y a la subsidencia

de la su perficie que se encuentra por encima del yacimiento. Este proceso de

compac ta ción y subsidencia puede resultar costoso, tanto para las instalaciones

de producción como para las instalaciones de superficie.

Venecia, la ciudad italiana conocida por elencanto legendario de sus canales, se está hun-diendo lentamente en su laguna circundante,debido fundamentalmente a causas naturales.Esto ha mejorado con respecto al pasado re -ciente ya que durante muchas décadas del sigloXX, Venecia se hundió rápidamente en la laguna.Desde la década de 1940 hasta la década de1970, la extracción de agua y gas natural dedepósitos que subyacen la ciudad incrementóradicalmente la tasa de subsidencia.1

La subsidencia es un hundimiento de unasuperficie, tal como el nivel del terreno, con res-pecto a un punto de referencia estable. Seproduce naturalmente como resultado de la acti-vidad tectónica de las placas, por encima de lasfallas activas y en lugares en los que se expulsafluido de los sedimentos subyacentes. La expul-sión de fluidos es común en los deltas fluviales,tales como el delta del Río Po que rodea a Vene-cia. Este efecto, que se traduce en una tasa desubsidencia de algunos centímetros por siglo enVenecia, se opone al eustatismo, o cambio delnivel del mar, que da cuenta de una elevación deaproximadamente 13 cm [5 pulgadas] por sigloen Venecia.

Luego de la Segunda Guerra Mundial, dosprácticas incrementaron la tasa de subsidenciade Venecia. En primer lugar, el volumen de aguaextraído de los acuíferos que subyacen la ciudadse incrementó en forma significativa para

admitir una población en crecimiento. Comoresultado, los niveles de agua de estos acuíferosse redujeron sustancialmente. En segundo lugar,se extraía gas natural de una zona industrial delcontinente a través de la laguna. La tasa de sub-sidencia medida entre 1968 y 1969 se habíaincrementado, pasando de su nivel histórico bajoa 1.7 cm/año [0.7 pulgada/año], en la zonaindustrial, y a 1.4 cm/año [0.6 pulgada/año] enel centro de la ciudad.2

Esta tasa de subsidencia significativamentemás alta fue causada por la compactación, quees una reducción del volumen de un yacimientoresultante de la reducción de la presión y la pro-ducción de fluidos; en este caso, agua y gas. Lostérminos compactación y subsidencia describendos procesos bien definidos. La compactación esun cambio volumétrico producido en un yaci-miento, mientras que la subsidencia es uncambio del nivel de una superficie. Esa superfi-cie podría ser un tope de formación, la línea delodo en una zona submarina o una sección de lasuperficie de la Tierra situada por encima de laformación en proceso de compactación, comosucede con Venecia.

Una inundación récord de 2 m [6.6 pies]sumergió a Venecia en noviembre de 1966.3 Des-pués de la inundación, tanto la extracción de gasnatural como la extracción de agua se suspen-dieron básicamente en torno a la ciudad paracontrolar la subsidencia. Los niveles de los acuí-

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feros se elevaron nuevamente, y el terreno expe-rimentó un rebote de algunos centímetros. Noobstante, ese rebote constituyó sólo una fraccióndel cambio del nivel del terreno que se habíaproducido durante la etapa de extracción deagua y gas. Hoy en día, el proceso de subsidencianatural lento continúa.

En la industria del petróleo y el gas, existenalgunos casos conocidos de subsidencia. ElCampo Goose Creek, al sur de Houston, fue unode los primeros campos estudiados exhaustiva-mente. La subsidencia de ese campo fueobservada por primera vez en 1918, alcanzandocon el tiempo más de 0.9 m [3 pies] y sumer-giendo la Península de Gaillard, que yace en elcentro del campo.4 El Campo Wilmington deCalifornia, EUA—equivalente a varios camposdel Lago de Maracaibo en Venezuela—y elCampo Groningen de los Países Bajos, exhibie-ron tasas de subsidencia notables, quedemandaron tareas de remediación porque lasuperficie encima de los yacimientos se encon-traba a nivel del mar o próxima al mismo.5 Loscampos de creta situados en el sector noruegodel Mar del Norte, particularmente los camposEkofisk, Eldfisk y Valhall, se han compactado y lasubsidencia resultante en la línea de lodogeneró preocupación en cuanto a la seguridadde las plataformas. Los yacimientos carbonata-dos de baja resistencia del Campo NorthwestJava, en Indonesia, y los campos del área marinade Sarawak, en Malasia, también experimenta-ron procesos de subsidencia significativos.6 ElCampo Belridge en California y los campos dediatomita vecinos experimentaron fenómenos desubsidencia y numerosas fallas de pozos.7

Las consecuencias económicas de la compac-tación y subsidencia pueden ser enormes perono todas son negativas. La compactación puedeser beneficiosa, ya que constituye un mecanismode empuje de la producción potencialmenteintenso. En este artículo, examinamos losasuntos relacionados con la compactación y sub-sidencia, y presentamos diferentes enfoques demanejo en yacimientos del Mar del Norte, losPaíses Bajos y el Golfo de México.

1. Para obtener más información sobre el efecto de lasubsidencia en Venecia, consulte: Brighenti G, Borgia GCy Mesini E: “Subsidence Studies in Italy,” en ChilingarianGV, Donaldson EC y Yen TF (eds): Subsidence Due toFluid Withdrawal, Developments in Petroleum Science 41.Ámsterdam: Elsevier Science (1995): 248–253.

2. Brighenti et al, referencia 1.3. Véase http://www-geology.ucdavis.edu/~cowen/~GEL115/115CHXXsubsidence.html (Se accedió el 17 deoctubre de 2006).

4. Pratt WE y Johnson DW: “Local Subsidence of theGoose Creek Oil Field,” Journal of Geology 34, no. 7–Primera Parte (Octubre-Noviembre de 1926): 577–590.

Para obtener más información sobre el efecto de lasubsidencia en los campos del área marina de Sarawak,consulte: Mah K-G y Draup A: “Managing SubsidenceRisk in Gas Carbonate Fields Offshore Sarawak,” artículode la SPE 88573, presentado en la Conferencia sobre elPetróleo y el Gas del Pacífico Asiático de la SPE, Perth,Australia, 18 al 20 de octubre de 2004.

7. Fredrich JT, Arguello JG, Thorne BJ, Wawersik WR,Deitrick GL, de Rouffignac EP, Myer LR y Bruno MS:“Three-Dimensional Geomechanical Simulation ofReservoir Compaction and Implications for Well Failuresin the Belridge Diatomite,” artículo de la SPE 36698,presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, Denver, 6 al 9 de octubre de 1996.

5. Para obtener más información sobre el efecto de lasubsidencia en el Campo Wilmington y en los camposdel Lago de Maracaibo, consulte: Poland JF y Davis GH:“Land Subsidence Due to Withdrawal of Fluids,” enVarnes DJ: Reviews in Engineering Geology II. Boulder,Colorado, EUA: Sociedad Geológica de América (1969):187–268.

6. Para obtener más información sobre el CampoNorthwest Java, consulte: Susilo Y, Rahamanda Z,Wibowo W, Tjahyadi R y Silitonga FJ: “Stimulation Effortsin Carbonate Gas Reservoir Experiencing Subsidence inOffshore North West Java Field—Indonesia,” artículo dela SPE 82264, presentado en la Conferencia Europeasobre Daño de Formación de la SPE, La Haya, 13 al 14 demayo de 2003.

10 µm 50 µmX5,000 X235

La física de la compactaciónUn medio poroso, tal como una formación pro-ductora de hidrocarburos, contiene fluidosdentro de su estructura sólida. Esta observaciónsimple posee implicaciones profundas si elmaterial es sometido a esfuerzo. Por ejemplo, elsedimento depositado debajo del agua puedeexhibir alta porosidad inmediatamente despuésde la sedimentación y puede comportarse máscomo un líquido con material sólido en suspen-sión, que como un material sólido que contienelíquido. Conforme se acumula más sedimento, lacapa original debe soportar el peso del materialnuevo. Siempre que existan trayectorias para elfluido, parte del líquido será expulsado y la poro-sidad declinará.

Al incrementarse la profundidad de sepulta-miento de una capa de sedimentos, el peso delos sedimentos sobreyacentes aumenta, ten-diendo a hacer salir fluido de la capa y a reducirsu porosidad (arriba). La presión del fluido tam-bién aumenta con la profundidad. Si los estratossobreyacentes se vuelven impermeables al flujoy el fluido no puede escapar lateralmente, con-forme el proceso de sepultamiento adicionalcompacta el sedimento, la presión del fluido seincrementa más allá de la presión hidrostática.8

Esta sobrepresión del fluido también puede pro-ducirse cuando las tasas de sedimentaciónrápidas superan la tasa de expulsión del excesode fluido proveniente de la formación.9

El resultado de tener un fluido presurizadoen un ambiente sólido es que tanto el fluidocomo el sólido soportan los esfuerzos sobre elmaterial. Este concepto es el principio delesfuerzo efectivo, que establece que el esfuerzoque afecta el comportamiento de un materialsólido es el esfuerzo aplicado menos el soportede la presión del fluido intersticial.10 Cuando seproduce fluido desde un yacimiento, el peso delos estratos de sobrecarga no se reduce pero sí lohace la presión de poros, lo que incrementa elesfuerzo efectivo vertical que actúa sobre lamatriz sólida. El grado de la compactación resul-tante depende de la compresibilidad de la roca yde las condiciones de borde.

La compresibilidad relaciona los cambios devolumen con los cambios del esfuerzo aplicado.Existen muchas formas de expresar la compresi-bilidad de un medio poroso, pero comúnmentese utilizan dos.11 La compresibilidad del volumende poros, Cpv, es una medida del cambio delvolumen poroso, causado por un cambio en elesfuerzo aplicado. La compresibilidad volumé-trica, Cbv, es una medida del cambio del volumenaparente debido a un cambio en el esfuerzoaplicado ; es la inversa del módulo de compresi-bilidad. Bajo la hipótesis de que los granos sonincompresibles, Cbv es el producto de la porosi-dad por Cpv. El valor de la compresibilidaddepende de la composición de la roca y de la his-toria de sedimentación y puede variar con lacomposición cambiante del fluido intersticial.

Una arenisca granular competente habitual-mente posee un valor de Cpv de aproximadamen-te 5 x 10-4/MPa [3 x 10-6/lpc]; sin embargo, puedeexceder 15 x 10-4/MPa [100 x 10-6/lpc] para lascretas altamente compresibles del Mar del Norte(izquierda). El cemento que adhiere los granostiende a incrementar la rigidez de la roca, redu-ciendo su compresibilidad.

La historia de la sedimentación es impor-tante porque la compactación tiende a causarcambios irreversibles en la estructura de la roca.Los granos se desplazan; las partículas de arcillase deforman; las adherencias cementadas serompen; e incluso los granos pueden triturarsebajo los efectos de la carga. Dado que estos cam-bios son irreversibles, la roca exhibe histéresis.Cuando el esfuerzo ejercido sobre la roca sereduce, lo que sucedería si parte del peso de losestratos de sobrecarga fuera erosionado o si seincrementara la presión de la formación sinsedimentación adicional, el material de des-carga es menos compresible que cuando secargó bajo el mismo esfuerzo. Además, el mate-rial descargado es menos compresible durante larecarga hasta que se alcanza nuevamente la con-dición de esfuerzo original (próxima página).12

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> Esfuerzo de los estratos de sobrecarga y presión de poros. El esfuerzo de losestratos de sobrecarga (flechas amarillas, a la derecha) sobre una formación, seincrementa con la profundidad debido al peso adicional de los estratos de sobre -carga. El esfuerzo ejercido por estos estratos (curva amarilla, a la izquierda) sedetermina integrando la densidad de los mismos. La presión de poros (azul) tam -bién se incrementa con la profundidad, con un gradiente determinado por ladensidad de la salmuera. Debajo de un estrato impermeable (rojo), el fluido in -tersticial se sobrepresiona a medida que la formación se compacta bajo el pesoadicional, sin poder liberar el fluido intersticial.

Presión de poros

Esfuerzo de los estratos de sobrecarga

Prof

undi

dad

Presión

> Estructuras de creta y arenisca. Las micrografías electrónicas de barrido de las muestras de aflo -ramientos muestran la creta de Stevns Klint, en Dinamarca (izquierda), y la arenisca de Berea, Ohio,EUA (derecha). La creta es una mezcla débil de fragmentos de cocolitos sin cementar, mientras quela arenisca es un arreglo más competente de granos cementados. Esta diferencia estructural ayudaa explicar la diferencia de compresibilidad extrema que existe entre estos materiales. Obsérvese laampliación mucho mayor de la imagen de la creta.

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Se han desarrollado diversas formulacionesmatemáticas para modelar el comportamiento delas rocas bajo esfuerzo, pero hasta la fecha noexiste ninguna formulación aceptada por laindustria en forma preferencial respecto de lasotras. El mejor de estos modelos posee mecanis-mos para las deformaciones elástica y plástica,los efectos termales y los efectos dependientesdel tiempo, o efectos del deslizamiento.13 Algunasrocas son más débiles cuando se encuentran satu-radas, al menos parcialmente, con agua en vez depetróleo. Si bien el mecanismo físico de eseefecto no se comprende completamente, algunosmodelos incluyen algoritmos para representar elefecto de debilitamiento producido por el agua.

La física de la subsidenciaEs difícil observar la compactación de un yaci-miento de hidrocarburos; sin embargo, suele serfácil visualizar la subsidencia en la superficie. Elagua invade la tierra previamente seca; una pla-taforma marina pierde el despeje que poseeentre las olas altas y la cubierta inferior; loscabezales de los pozos y la tubería de revesti-miento pueden sobresalir por encima de lasuperficie; o las estructuras de superficie pue-den hundirse. La subsidencia ha sido unindicador fundamental de la compactación enlos campos petroleros desde que se observó porprimera vez en el Campo Goose Creek en 1918.14

El informe de ingeniería original referente alfenómeno de subsidencia en el Campo GooseCreek incluyó un análisis detallado de otras cau-sas sospechadas de la subsidencia local. Noobstante, el informe indicó que el efecto no sedebía a la subsidencia general de la costa delGolfo; tampoco era ocasionado por un cambiodel nivel medio del mar; no era provocado por laerosión; ni se trataba de un sumidero causadopor la disolución de la caliza, la sal o alguna otraformación soluble. Los mapas de la subsidenciamostraron que una depresión seguía el esquemageneral del campo. Según el cálculo aproximadode los autores, la cubeta de subsidencia repre-sentaba sólo el 20% del petróleo, gas, agua yarena que habían sido removidos del campo. Noobstante, en la conclusión del artículo, los mis-mos autores indican que la compactación seprodujo en las arcillas sobreyacentes, más queen la formación productora en sí.

A lo largo de las décadas, desde la ejecución delestudio del Campo Goose Creek, la comprensióndel fenómeno de subsidencia producido por la ex -tracción de fluido ha avanzado significativamente.Los estudios actuales de ese fenómeno implicanel análisis geomecánico y de flujo de yacimientosdetallado, pero los principios generales puedenexplicarse sin recurrir a un modelo complejo.

Las formaciones que forman parte de esteproceso se dividen en cuatro partes: el volumencorrespondiente a la compactación, los estratosde sobrecarga, los estratos de carga lateral y losestratos de carga subyacentes. Los dos últimostérminos no se utilizan en general, salvo en geo-mecánica, pero se refieren a los materialesconectados lateralmente a la formación en pro-ceso de compactación y aquellos materiales quese encuentran debajo de dicha formación y de lacarga lateral, respectivamente.

El volumen de compactación puede incluirotros elementos además de la formación conhidrocarburos. Los acuíferos que se encuentranal lado o debajo también se pueden compactarcuando se drenan, por lo que deberían mode-larse como parte de la formación en proceso decompactación, aunque con propiedades diferen-tes en muchos casos.

La reducción de volumen causada por lacompactación de una formación sepultada setransmite usualmente a la superficie. La cubetade subsidencia es, en general, más vasta que lazona compactada. La magnitud de su dispersióndepende de las propiedades de los materiales delos estratos de sobrecarga y de la profundidad dela formación en proceso de compactación.Además , si los estratos de sobrecarga no seexpanden, el volumen de la cubeta en la superfi-cie es igual al volumen de la compactación enprofundidad.

Una cubeta de subsidencia tiende a seraproximadamente simétrica, aunque la compac-tación en el volumen subyacente no lo sea. Dadoque la cubeta es una superposición de la subsi-dencia que resulta de cada elemento en procesode compactación, tiende a promediar lavariación . La anisotropía de los estratos desobrecarga proveniente de las fallas o la aniso-tropía del material pueden restringir o modificarla forma de la cubeta; las fallas pueden permitirel desplazamiento, impidiendo la dispersión dela subsidencia.

Los estratos de sobrecarga también se pue-den expandir, aunque su expansión constituyeun efecto secundario para la mayoría de susrocas. No obstante, este cambio de volumenpuede producir un efecto dependiente deltiempo a medida que la roca sobreyacente sedesliza lentamente, primero en la expansión yluego en la compactación.

Cuando una formación se compacta, la cargalateral a menudo no lo hace, ya sea porque esimpermeable, porque está separada de la forma-ción en proceso de compactación por una falla queactúa como sello y que en consecuencia no expe-rimenta un incremento del esfuerzo efectivo, osimplemente porque es un material más resistente.

8. La presión hidrostática es la magnitud de la presióncausada por el peso de la columna de salmuerasobreyacente, que a menudo se obtiene mediante laintegración de la densidad de la salmuera desde lasuperficie hasta el plano de referencia de laprofundidad.

9. Otros procesos geológicos, tales como la diagénesisquímica, el levantamiento regional o el corrimiento haciaabajo, y la migración de hidrocarburos, también puedengenerar condiciones de sobrepresión o subpresión.

10. La relación también se denomina el principio delesfuerzo neto: σ = S – αP, donde σ es el esfuerzo neto oefectivo sobre el material sólido, S es el esfuerzoaplicado al cuerpo, P es la presión de poros y, en sólidoselásticos isotrópicos, α = 1 – Kb/Ks. Aquí, K es el módulode compresibilidad, y este último término es la relaciónde los módulos de compresibilidad de la roca (b) y losgranos minerales de la roca (s). En los materiales muyporosos y débiles, el módulo de granos es mucho másgrande que el módulo de roca, de manera que α esaproximadamente 1, y σ ≈ S – P. Tanto σ como S sontensores, de modo que esta ecuación es válida en lastres direcciones principales.

11. Para obtener una definición completa de los tipos decompresibilidades, consulte: Zimmerman R:Compressibility of Sandstones, Developments inPetroleum Science 29. Ámsterdam: Elsevier ScientificPublishing Company, 1991.

12. Para acceder a un estudio de los esfuerzos de campocon ciclado por presión, consulte: Santarelli FJ, TronvollJT, Svennekjaer M, Skeie H, Henriksen R y Bratli RK:“Reservoir Stress Path: The Depletion and theRebound,” artículo de las SPE/ISRM 47350, presentadoen el Simposio Eurock ’98 de las SPE/ISRM, Trondheim,Noruega, 8 al 10 de julio de 1998.

13. Una deformación es elástica si, después de un cambiode esfuerzos, un material retorna a su forma inicialcuando los esfuerzos vuelven a la condición inicial. Lasdeformaciones que se traducen en cambios de formaspermanentes después de un ciclo de presión como ese,se denominan plásticas o inelásticas. El deslizamientodescribe una deformación que persiste después dedetenerse el cambio de esfuerzos.

14. Pratt y Johnson, referencia 4.

> Histéresis de la compactación. El incremento delesfuerzo neto sobre un material en estado plásticoproduce una rápida reducción del volumen (1). Siel material es descargado, el rebote del volumenno es tan grande como lo fue el colapso, y a me -nudo se aproxima a la respuesta elástica (2). Larecarga del material produce inicialmente unarespuesta cuasi-elástica, hasta que se alcanza elestado previo de esfuerzo neto alto (3). En esepunto, el material sigue nuevamente la línea defalla plástica (azul).

1

3

2

Volu

men

por

oso

Esfuerzo neto

El peso de los estratos de sobrecarga que habíasido soportado por la formación en proceso decompactación ahora puede ser soportado parcial-mente por la carga lateral. Esto crea lo que seconoce como arco de esfuerzos sobre la formaciónen proceso de compactación. El alcance y efecti-vidad del arco de esfuerzos relacionados con elsoporte de los estratos de sobrecarga son funcio-nes de los parámetros de los materiales de losestratos de sobrecarga y la carga lateral, delalcance lateral de la zona de compactación y dela magnitud de la compactación.

Si bien el movimiento predominante en unacubeta de subsidencia es vertical, también seproducen movimientos horizontales. El movi-miento horizontal es nulo en el centro y el bordeexterior de la cubeta y alcanza un grado dedesplazamiento interior máximo en la regiónintermedia. Los movimientos horizontales gran-des pueden tener efectos devastadores sobre laslíneas de conducción y otras estructuras desuperficie extensivas, a menos que estén desti-nados a dar cabida a la deformación.

Medición de la compactación y la subsidenciaLos métodos de monitoreo de la subsidencia difie-ren según se trate de áreas marinas o terrestres.En tierra firme, los puntos acotados son herra-mientas comunes de los ingenieros civiles. Unpunto acotado es una señal georeferenciada—enuna posición conocida y una cota medida—que seutiliza para determinar cambios en la cota conrespecto a otros puntos acotados. Los puntos aco-tados fuera de la cubeta de subsidencia proveenpuntos de referencia fijos.

La forma más exacta de determinar unadiferencia de cota entre los puntos acotadosconsiste en conectar dos localizaciones a untubo lleno de líquido. El nivel hidrostático seráel mismo en los dos extremos del tubo, de modoque los cambios en la cota relativa puedendeterminarse con gran precisión. Sin embargo,la realización de este tipo de levantamiento enáreas extensas puede ser prohibitivamente cara.La mayoría de los levantamientos geodésicoscomparan la cota mediante la observación a tra-vés de un teodolito o mediante la utilización deun láser, después de nivelar cuidadosamente elinstrumento. Este método también puedeemplearse para obtener cambios en la cota rela-tiva entre las plataformas de un complejo.

Los inclinómetros—dispositivos que son sen-sibles al cambio de ángulo en la superficie o enlos pozos—pueden proveer datos de subsidenciapara las localizaciones terrestres. Estos disposi-tivos se utilizan además para monitorear elavance de una fractura inducida.15

Las estaciones con sistemas de posiciona-miento global (GPS) pueden ser utilizadas paraposiciones fijas, ya sea en áreas marinas o en tie-rra firme. En condiciones ideales, las técnicasGPS permiten detectar cambios de cota de apro-ximadamente 2 mm.

Otro método que está siendo evaluado pordiversas compañías utiliza satélites para elmonitoreo de la subsidencia. El radar de aper-tura interferométrica-sintética (InSAR) se basaen la generación repetida de imágenes de unaubicación geográfica dada, mediante pla ta -formas de radar aéreas o espaciales. Conmediciones complejas—incluyendo la magnitudy la fase—de las imágenes de radar de la mismaárea, se puede construir un interferograma apartir de la diferencia de fase del retorno decada punto. Las diferencias de fase son sensiblesa la topografía y a cualquier cambio de posiciónintrínseco de un reflector terrestre dado.

El cambio de distancia tiene lugar a lo largode la línea de mira satelital, lo que impide que elsatélite distinga directamente el movimientovertical del horizontal. No obstante, en un yaci-miento en proceso de compactación, situado enuna posición sin otro movimiento tectónico, seasume que el cambio se debe a la subsidencia yes básicamente vertical.

Se pueden establecer reflectores de refe renciapara InSAR, pero es posible obtener un conjuntode mediciones más generalizado mediante la utili-zación de los objetos existentes que dispersan laradiación, tales como intersecciones de caminos otejados que apuntan en la dirección correcta.Cualquier movimiento de estos puntos dispersorespermanentes o per sistentes, que no esté relacio-nado con la subsidencia en general se desconoce,pero la cantidad total de reflectores compensaesa deficiencia.

El método InSAR posee limitaciones. El creci-miento de la vegetación entre los pasos de lossatélites puede producir problemas de interpreta-ción en los campos abiertos. Los cambios de cotarápidos, tales como los que tienen lugar cerca delas fallas activas, son más fáciles de medir que lasubsidencia lenta. Las mediciones de distanciapueden obtenerse cuando el satélite asciende odesciende. Dado que el ángulo de reflexión esdiferente, las dos mediciones generalmenteimplican conjuntos de puntos dispersores diferen-tes. Es probable que las mediciones de lasubsidencia obtenidas durante el ascenso o des-censo no concuerden completamente.16

En áreas marinas, no es tan fácil acceder a lacubeta de subsidencia. En general, la subsidenciaes monitoreada en las plataformas. No se tratade una mera conveniencia sino de una necesidad.

El despeje, o distancia existente entre el nivelmedio del mar y la estructura inferior extrema dela plataforma, tiene que mantenerse mayor quela altura de marea. Las compañías utilizan unvalor de altura de marea obtenido estadística-mente que suele ser la altura de marea máximaesperada a lo largo de un período de 100 años.

El despeje puede medirse utilizando diversosmétodos, la totalidad de los cuales se basa en unpunto acotado conocido de la plataforma. Lamedición continua de la distancia hasta el aguapuede obtenerse acústicamente; como alter -nativa, un transductor de presión submarino,instalado en la pata de la plataforma, puedeindicar la altura de la columna de agua que seencuentra sobre el mismo. La interpretación deestos dos métodos exige conocer el nivel del maren el momento de la medición, lo que significaque deben considerarse las mareas y las olasproducidas por el viento.

Actualmente, el método más común paradeterminar la subsidencia de las plataformasimplica el uso del sistema GPS, como se hace entierra firme. Algunos métodos de interpretaciónrequieren una plataforma cercana que no estéexperimentando un proceso de subsidencia,pero la metodología está mejorando y ciertascompañías que proveen este servicio a la indus-tria ahora sostienen que su interpretación norequiere un punto acotado fijo cercano.

La subsidencia afecta a las líneas de conduc-ción y a otras estructuras del lecho marino. Loslevantamientos batimétricos constituyen laforma más directa de mapear el alcance de unacuenca de subsidencia submarina. El levanta-miento indica la profundidad del agua conrespecto al nivel del mar. Este valor se obtienegeneralmente haciendo rebotar una señal acús-tica desde la línea de lodo y nuevamente hastaun receptor. La medición del tiempo de tránsitodebe ser corregida por los efectos de la salinidady la temperatura del agua. Los levantamientosrepetidos permiten monitorear el desarrollo deuna cuenca de subsidencia.

La compactación de una formación es normal-mente más difícil de medir que la sub sidencia. Lacompactación somera que se traduce en un fenó-meno de subsidencia en el terreno, a veces puedeverse directamente cuando los cabezales de lospozos someros sobresalen en forma creciente dela superficie. Esto sucede en la Ciudad de México,donde los acuíferos someros se han compactado yalgunas tuberías de revestimiento se encuentrana una altura aproximadamente 5 m [16 pies]superior a la altura de su instalación.17

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El método más común de medición de lacompactación en formaciones profundas es elempleo de balas o marcadores radioactivos(derecha). Con una pistola de disparo especial,las balas son disparadas en una formación aintervalos conocidos, tales como 10 m [32.8 pies].Cada marcador contiene una fuente radioactivade larga duración y baja resistencia, general-mente de cesio. Herramientas especiales deadquisición de registros con cable, tales como laHerramienta de Monitoreo de la Subsidencia dela Formación (FSMT) de Schlumberger, el Ins-trumento de Monitoreo de la Compactación CMIde Baker Atlas o la Herramienta de Monitoreode la Compactación de la Formación FCMT deHalliburton, miden las posiciones relativas delmarcador radioactivo con precisión. Las herra-mientas de monitoreo de la compactacióncontienen tres o cuatro detectores: dos en elextremo superior de la sonda y uno o dos en elextremo inferior. El espaciamiento medio entreel detector superior y el inferior es aproximada-mente el mismo que el espaciamiento entre losmarcadores. Esto minimiza los errores de dis -tancia debidos a cualquier movimiento de laherramienta producido por el estiramiento y lacontracción del cable. Los levantamientosrepetidos indican el cambio producido en laseparación de los marcadores.

El mejor lugar donde colocar los marcadoreses en un pozo de observación vertical. Los pozosdesviados introducen errores en la posición delmarcador, que dependen de la orientación de lapistola cuando se disparan las balas. Los pozosproductores también pueden hacer fluir sólidosde formación, introduciendo cierta incertidum-bre acerca de la causa del movimiento delmarcador; ya sea compactación o bien produc-ción de sólidos.

En el pasado, se utilizaban otros métodospara monitorear la compactación pero en gene-ral se ha suspendido su aplicación por falta de

precisión. Estos métodos incluyen la técnica derepetición para la localización de los collarinesde la tubería de revestimiento y para los marca-dores petrofísicos. Los estudios sísmicos derepetición también pueden utilizarse como herra-mientas para monitorear la subsidencia de lostopes de las formaciones subterráneas. Si biencomo método suele ser demasiado impreciso parael monitoreo exacto de la compactación, la cober-tura extensiva de los yacimientos provista por loslevantamientos sísmicos los hace útiles para lasoperaciones de manejo de yacimientos. El movi-miento subterráneo también puede ser indicadomediante el empleo de arreglos microsísmicosque detectan y localizan el ruido generado por laroca deformable y en proceso de compactación.

Las mediciones de núcleos también proveendatos vitales para los estudios de la compacta-ción. Una prensa de carga produce esfuerzo odeformación sobre una muestra de núcleo ymide su respuesta, incluyendo los cambios delvolumen poroso, los cambios de la presión deporos, la longitud y el diámetro. Estas pruebastambién pueden examinar el efecto del cambiode los fluidos o de la temperatura sobre la defor-mación y la resistencia de las rocas. Se puedenaplicar condiciones de borde relacionadas con elesfuerzo o la deformación, similares a las espe-radas en el campo.

Dos condiciones de laboratorio comunes sonlas condiciones de borde relacionadas con elesfuerzo hidrostático y las relacionadas con ladeformación uniaxial. En la condición de esfuer-zos hidrostáticos, los tres esfuerzos principalesson iguales. Ésta es la más simple de las condi-ciones de compresibilidad a aplicar pero no esrepresentativa de las condiciones de camporeales . La condición de deformación uniaxialmantiene un área constante de sección transver-sal de la muestra, mientras que el esfuerzo axialcambia ya sea a través de la carga axial o a tra-vés de la reducción de la presión de poros en lamuestra. Si bien esta condición se consideramás próxima a las condiciones de borde presen-tes en algunos campos, los estudios de loscambios producidos en los esfuerzos horizonta-les como resultado del agotamiento en amboscampos de creta, Ekofisk y Valhall, indican quecorresponde a alguna otra condición de borde.18

El impacto de las formaciones en proceso de compactación A pesar de la necesidad de concentrar el enfoqueen el daño ocasionado a los pozos y las instala -ciones como resultado de la compactación y

15. Bennett L, Le Calvez J, Sarver DR, Tanner K, Birk W,Waters G, Drew J, Michaud G, Primiero P, Eisner L,Jones R, Leslie D, Williams MJ, Govenlock J, Klem RC yTezuka K: “La fuente para la caracterización defracturas hidráulicas,” Oilfield Review 17, no. 4(Primavera de 2006): 46–61.

16. El radar InSAR también ha sido utilizado con el fin demedir el levantamiento regional. Para obtenerinformación sobre mediciones satelitales de ladeformación terrestre alrededor de la caldera volcánicadel Parque Nacional de Yellowstone, en Wyoming, EUA,consulte: http://volcanoes.usgs.gov/yvo/2006/uplift.html(Se accedió el 29 de septiembre de 2006).

17. Poland y Davis, referencia 5.18. Goulty NR: “Reservoir Stress Path During Depletion of

Norwegian Chalk Oilfields,” Petroleum Geoscience 9, no. 3 (2003): 233–241.

> Balas radioactivas de monitoreo. Una sonda concuatro detectores de rayos gamma minimiza elefecto del movimiento no intencionado de laherramienta mediante la detección casi simul tá -nea de dos marcadores radioactivos (RM). Laseparación de las balas, S1, S2 y S3, debería seraproximadamente igual a la separación mediaentre los pares de detectores superior e inferior.

Detector 1

Detector 2

Detector 3

Detector 4

RM

RM

RM

RM

S1

S2

S3

subsidencia, no puede ignorarse el efecto posi -tivo que estos procesos producen sobre laproducción. En las cretas débiles y las diatomitasde California, el fenómeno denominado empujede la roca puede ser varias veces mayor que elempuje provocado por la expansión del fluido. Lapermeabilidad de la formación puede incremen-tarse o reducirse, porque existe la posibilidad deque las fracturas abiertas se cierren o se generennuevas fracturas. La permeabilidad de la matrizgeneralmente se reduce conforme los volúmenesporosos colapsan o los granos se rompen.

El material debilitado puede fluir hacia elinterior de un pozo, como se observó notable-mente en las primeras etapas de la historia de loscampos de creta de Noruega, en los que la cretafluyó como crema dentífrica.19 La mejor compren-sión de la falla de la creta condujo al desarrollode métodos de producción mejorados que mitiga-ron este comportamiento. En las formaciones dearenisca, la producción de arena puede ser unarespuesta común de un material mecánicamentedébil durante la producción. Además puedenproducirse fenómenos de fracturamiento y ovali-zación por ruptura de la pared del pozo.

El colapso de las tuberías de revestimientoha sido un problema progresivo en los camposcon alto grado de compactación. Una formaciónen proceso de compactación extrae consigo latubería de revestimiento cementada, compri-miendo la dimensión axial de dicha tubería. Sinembargo, por encima de la formación, el mate-rial sobreyacente habitualmente se alarga y latubería de revestimiento se estira. En cualquierade ambas situaciones, el esfuerzo producidosobre la tubería de revestimiento puede excedersu resistencia mecánica y provocar su colapso enla zona de compactación o una falla en la ten-sión, en la zona de los estratos de sobrecarga.Además, pueden producirse fallas por esfuerzode corte y aplastamiento de la tubería de reves-timiento. Las fallas de los estratos de sobrecargatambién pueden reactivarse debido al movimien -to diferencial y los planos de estratificaciónpueden exhibir deslizamiento diferencial.

Ambos tipos de eventos pueden a su vez cizallarun pozo que se encuentra en un área de movi-miento diferencial.

En la superficie, las operaciones de remedia-ción también pueden ser costosas. Desde 1987,se han invertido unos US$ 3,000 millones paracontrarrestar los efectos de la subsidencia en elCampo Ekofisk, primero elevando 6 m [19.7 pies]las plataformas y luego reemplazando el com-plejo de plataformas.

La cubeta formada por la subsidencia afectalas líneas de conducción, los caminos y otrasestructuras. El movimiento lateral producidodentro de la cubeta puede provocar daños. Partedel daño puede ser mitigado por el diseño cons-tructivo, tal es el caso de los bucles de alivio detensiones de las líneas de conducción. No obs-tante, una falla que se extiende hasta lasuperficie puede generar desplazamientos esca-lonados, ocasionando daños a las estructurasque cruzan la falla.

Los efectos de la subsidencia en la superficiepueden ser extensivos, particularmente en laszonas bajas cercanas a cuerpos de agua grandes.Por ejemplo, al aumentar el fenómeno de depre-sión en los campos del Lago de Maracaibo, seconstruyeron sistemas de diques que se amplia-ron repetidas veces.20 Los Países Bajos cuentancon un sistema extensivo de diques y canales; enel Campo Groningen, el cual experimenta un pro-ceso de subsidencia, el nivel del terreno semonitorea y el sistema de diques se mejora segúnlas necesidades. En Wilmington, California, seadoptó un enfoque diferente, ya que se dispuso laejecución de un proyecto de inyección de agua enel campo que subyace la ciudad que logró dete-ner con éxito el fenómeno de subsidencia.

En el subsuelo, las prácticas de perforación yterminación de pozos deben considerar los efec-tos de la compactación. La experiencia de campopuede indicar zonas, tales como las fallas, quedeberían evitarse en las trayectorias de los pozos.Esto puede ser tan simple como modificar leve-mente la trayectoria del pozo o tan complejo ycaro como agregar plataformas para acceder a loslugares remotos de un campo. Los tubulares deparedes gruesas pueden tolerar deformacionesadicionales pero a menudo requieren un análisisde la relación costo/beneficio para comparar suuso en función de la aceptación de una vida pro-ductiva más corta para el pozo.

En los desarrollos nuevos, muchas de estasdecisiones deben tomarse antes de diseñar lasinstalaciones. Para desarrollar modelos que asis-ten en estas decisiones, se utiliza informaciónproveniente de las operaciones de perforaciónexploratoria y de los pozos vecinos.

Estimulación de un yacimiento en proceso de compactaciónEl análisis del comportamiento de un yacimientomecánicamente dinámico requiere técnicas demodelado más sofisticadas que el volumenporoso dependiente de la presión, que se incluyeen la mayoría de los simuladores de flujo. Lasunidades de volumen pueden compactarse oestirarse y además cambiar de forma.

Históricamente, las operaciones de simula-ción de flujo de yacimientos y simulacióngeomecánica se han llevado a cabo por sepa-rado.21 No obstante, los parámetros físicos,particularmente las presiones de poros, estánafectados tanto por la dinámica de flujo comopor la deformación mecánica. Como primeraaproximación, se corre un modelo y sus resulta-dos se utilizan luego como datos de entrada paraotro modelo. El primer modelo habitualmentecorresponde a una simulación de flujo porque seejecuta más rápido. Sin realimentación para elprimer modelo, este enfoque se considera desa-coplado, y la salida resultante del mismoparámetro, por ejemplo, la presión de poros delos dos modelos puede ser divergente.

El nivel de modelado siguiente utiliza habi-tualmente un simulador de flujo para resolverprimero un intervalo de tiempo—nuevamenteporque corre más rápido—e ingresa esos resul-tados en un simulador geomecánico. Si losvalores comparables de los dos modelos no con-cuerdan dentro de una tolerancia dada, al finaldel intervalo de tiempo, los parámetros se ajus-tan y las ecuaciones se resuelven para el mismointervalo de tiempo hasta que los parámetroscoinciden. Este método se denomina débilmenteacoplado. Requiere más tiempo de computadorapero también genera resultados que concuerdanmejor entre los dos simuladores.

Tanto el modelado de flujo como el modeladomecánico son matemáticamente complejos y lacombinación de ambos en un simulador fue difí-cil de lograr. Hoy en día, algunos simuladorespueden llevar a la práctica soluciones de flujo ysoluciones geomecánicas simultáneas, inclu-yendo el software de simulación de yacimientosECLIPSE Geomechanics de Schlumberger, elsimulador multifásico de yacimientos depen-diente del esfuerzo VISAGE de V.I.P.S. y otrassoluciones desarrolladas internamente por com-pañías petroleras, tales como ConocoPhillips, opor universidades. Este tipo de simulación seconoce a menudo como completamente aco-plada. Estos modelos aún no se corren comonorma, porque son más lentos que los modelosdesacoplados y débilmente acoplados.

56 Oilfield Review

19. Simon DE, Coulter GR, King G y Holman G: “North SeaChalk Completions—A Laboratory Study,” Journal ofPetroleum Technology 34, no. 11 (Noviembre de 1982):2531–2536.

20. Poland y Davis, referencia 5: 214–216.21. Aquí, para diferenciar la simulación de yacimientos

convencional, que incluye procesos de dinámica de flujocomplejos y geomecánicos simples, de la simulacióngeomecánica, que posee un énfasis opuesto, a la simu -lación convencional se alude como simulación de flujo.

22. Colazas XC y Strehle RW: “Subsidence in the WilmingtonOil Field, Long Beach, California, USA,” in ChilingarianGV, Donaldson EC y Yen TF (eds): Subsidence Due toFluid Withdrawal, Developments in Petroleum Science41. Ámsterdam: Elsevier Science (1995): 285–335.

Invierno de 2006/2007 57

Operaciones de inyección de agua para represurizar un campo de cretaEl método de inyección de agua ha sido utilizadodurante muchos años como método de recupera-ción secundaria en el negocio de E&P, ya seapara desplazar los hidrocarburos o para mante-ner la presión necesaria para que el petróleo oel gas se conserven en una sola fase. También hasido empleado para mitigar la subsidencia, comoen el caso del Campo Wilmington, que está si -tuado debajo del área portuaria de Long Beach,en California. La subsidencia severa de estalocalización económicamente importante,condujo a la implementación de un programamasivo de inyección de agua en el campo, que setradujo en aproximadamente un pie de rebote.22

El método de inyección de agua tambiénresultó exitoso en el Campo Ekofisk, una enormeestructura de creta dispuesta en forma de cortinasobre un domo salino, con aproximadamente1,000 millones de m3 [6,700 millones de bbl] depetróleo original en sitio. En 1969, PhillipsPetroleum, ahora ConocoPhillips, realizó el pri-mer descubrimiento en el sector noruego del Mardel Norte para los socios de Ekofisk. El campo aúnproduce más de 47,700 m3/d [300,000 bbl/d] de pe -tróleo y más de 7 millones de m3/d [250 MMpc/d]de gas.

La cresta se encuentra a aproximadamente2,900 m [9,500 pies] por debajo del nivel delmar, en un tirante de agua (profundidad dellecho marino) de 78 m [256 pies]. La produccióndel campo proviene de la Formación Ekofisk,

que contiene dos tercios de las reservas, y de laFormación Tor subyacente. Una creta impermea-ble delgada, conocida como la Zona Compacta,separa las dos formaciones.

La porosidad en ambas formaciones oscilaentre el 25% y más del 40% en las áreas produc-toras, y la zona productiva puede tener unespesor de hasta 150 m [490 pies] en la crestadel campo, en el que se ha encontrado creta conuna porosidad de hasta el 50%. La preservaciónde un valor de porosidad tan alto en la profundi-dad del yacimiento se atribuye a un fenómenode sobrepresión significativo y a la acumulacióntemprana de hidrocarburos.

Para el año 1984, las plataformas del CampoEkofisk habían experimentado una subsidenciade varios metros y muchos pozos habían fallado.El operador comenzó a monitorear la subsi -dencia de las plataformas y obtuvo nuevoslevantamientos batimétricos de la línea del lodo.Los científicos de la compañía realizaron estu-dios geomecánicos detallados de muestras denúcleos y crearon modelos de campo. Descubrie-ron que la compactación de la creta es extremaen este campo: una reducción de la presión de laformación por la que se pase del valor de descu-brimiento de 7,200 lpc [49.6 MPa] a unacondición de abandono potencial, con una pre-sión de 3,200 lpc [22 MPa], se traduciría, porejemplo, en una reducción de la porosidad del38% al 33% aproximadamente (arriba).

El comportamiento de la creta depende delestado de los esfuerzos locales. Con esfuerzos de

confinamiento y corte bajos, la creta es elástica yuna reducción pequeña de la presión de forma-ción induce solamente un grado de deformaciónelástica leve. Sin embargo, una reducción signifi-cativa de la presión de formación causa deforma-ción inelástica y un grado de tensión sustancial.El comienzo del comportamiento inelástico tienelugar en el endcap, una superficie en el espaciode esfuerzos que se conecta a la línea de falla porcizalladura a altos esfuerzos de corte. No obstan-te, la compactación inelástica altera la creta,desplazando la ubicación del endcap a la condi-ción de esfuerzos efectivos más altos.

Como resultado de la compactación, la tasade subsidencia a mediados y fines de la décadade 1980 fue de aproximadamente 30 cm/año[1 pie/año]. La pérdida de despeje resultante ylos impactos potenciales sobre la seguridad delas plataformas pasó a ser una preocupaciónimportante. El incremento de 6 m en la alturade las plataformas se realizó en 1987 paraaumentar el despeje entre las cubiertas inferio-res y la altura de marea máxima esperada.

En 1980, el método de inyección de agua nose consideró inicialmente una opción viable enel Campo Ekofisk porque las pruebas indicaronque la creta estaba humedecida con petróleo yagua, en el mejor de los casos, y humedecida conpetróleo, en el peor, lo que reducía la imbibiciónen agua que contribuye a la eficiencia de la in -yección. No obstante, los socios de Ekofiskconsideraron que los incrementos de producciónpotenciales garantizaban la ejecución de un

>Modelo de creta Ekofisk. El modelo de creta se ilustra en una gráfica de esfuerzo de corte generalizado versus esfuerzo efectivo promedio (izquierda). Elmaterial no puede traspasar la línea de falla por esfuerzo de corte, porque fallará por esfuerzo de corte. El endcap representa el límite entre el compor ta -miento elástico (interior) y el comportamiento plástico (exterior). Si la condición de esfuerzos tiene lugar en el endcap (en el Inicio), su incre men to desplazael endcap hacia afuera. La reducción del esfuerzo (hasta el Fin) desplaza la condición nuevamente a la zona elástica expandida. El comporta miento en elendcap puede verse en las curvas del tipo de creta correspondientes al campo, que muestran la reducción de la porosidad con el incremen to del es fuerzoefectivo de sobrecarga (derecha). La creta se comporta inicialmente en forma casi-elástica, con una pequeña reducción de la porosidad. Cuando elmaterial cruza el endcap, la porosidad declina más rápidamente. La localización inicial del endcap depende de la porosidad (línea de guiones), teniendolas cretas de menor porosidad una región elástica inicial más grande.

Esfuerzo efectivo promedio, lpc

Esfu

erzo

de

corte

gen

eral

izado

, lpc

InicioFin

3,000

2,000

Falla poresfuerzode corte

Endcap

Compactación

Elástico1,000

00 1,000 2,000 3,000

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37

40

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Esfuerzo efectivo de los estratos de sobrecarga, lpc

Poro

sida

d, %

0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000

proyecto piloto de inyección de agua pequeño,que se puso en marcha en 1981.23 Los resultadosdel proyecto piloto de inyección de agua indica-ron un buen desplazamiento de petróleo con unalimitada irrupción prematura de agua.

En 1987, ConocoPhillips comenzó a ampliarun proyecto de inyección de agua de campo com-pleto. El proyecto fue diseñado como mecanismode mejoramiento de la producción, alcanzándose

el período de re-llenado del volumen poroso en1994. A pesar de ese hecho, la tasa de subsidenciapermaneció casi constante mientras continuabael período de re-llenado, alcanzándose una tasamáxima de 42 cm/año [16.5 pulgadas/año] en1998 (extremo superior).

Se instaló un nuevo complejo de plataformas,tanto para tolerar la subsidencia permanentecomo para proveer más instalaciones para

ampliar las actividades del campo.24 Durante latransición del complejo de plataformas viejo alcomplejo Ekofisk II nuevo, a fines de 1998, elproceso de inyección de agua continuó, mientrasque la producción se interrumpió por variassemanas. Durante este período, y en forma con-tinua desde entonces, la tasa de subsidencia seredujo asombrosamente hasta alcanzar el valoractual de 15 cm/año [5.9 pulgadas/año] (iz -quierda, abajo). Si bien el operador habíaconsiderado posible una reducción de la subsi-dencia de ese grado, su magnitud fue inesperadateniendo en cuenta la historia de subsidenciadel campo.

El completo re-llenado del volumen porosoalcanzado a mediados de la década de 1990debería haber retardado la compactación mecá-nica, porque el esfuerzo efectivo no seguíaincrementándose. Con el re-llenado y la pos te riorrepresurización, los científicos de la compañíaesperaban que las formaciones dejaran de com-pactarse en ese período, y que experimentaranquizás un rebote leve, pero eso no ocurrió. Sibien el deslizamiento en los estratos de sobre-carga puede producir una reacción retardadaentre la compactación y la subsidencia, elretardo no implicaría años, como se observó conla reducción de la tasa de subsidencia que final-mente comenzó en 1998.

El comienzo de la reducción de la tasa desubsidencia dependía de la interacción entre lacreta y el agua. Se observó compactación rápidaen un pozo de monitoreo de la compactación delCampo Ekofisk, cuando el frente de agua sedesplazó a través del área (próxima página,arriba). En las pruebas de laboratorio, la cretase compacta más cuando se satura con agua quecuando se satura con petróleo.25 Se produce unefecto aún más significativo cuando una muestrade creta sometida a esfuerzo, virtualmente sinsaturación inicial de agua, se inunda con aguade mar. La muestra se compacta de inmediatoante el contacto con el frente de inyección y unfrente de compactación sigue al frente de inyec-ción a través del núcleo.26

El agua modifica las propiedades constituti-vas de la creta y la debilita mecánicamente. Lainteracción entre la creta y el agua se modelacomo un movimiento del endcap que separa elcomportamiento elástico, que no produce com-pactación, del comportamiento plástico que sí lohace. El efecto del incremento de la saturaciónde agua consiste en desplazar el endcap haciaun estado de esfuerzos más bajos, lo que reduceel tamaño de la región elástica con un cambiomínimo en la condición de esfuerzos. Se trata deuna condición inestable, de manera que la cretase compacta conforme el endcap se desplaza

58 Oilfield Review

> Historia de producción del Campo Ekofisk. El gasto (tasa de flujo, velocidad de flujo, caudal, rata) depetróleo (verde) declinó hasta la puesta en marcha del proyecto de inyección de agua en gran escala(azul), a fines de la década de 1980. La presión promedio del yacimiento (curva de guiones) también seredujo hasta que la tasa de inyección de agua se incrementó en 1995. No obstante, la tasa de subsi den -cia (rojo), en la plataforma utilizada como hotel o alojamiento, no se redujo hasta que se interrumpióla producción durante la transición a la implantación del complejo Ekofisk II, en 1998.

Prod

ucci

ón e

inye

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n, m

iles

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bl/d

500

400

700

600

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01971 1975 1979 1983 1987 1991 1995 1999 2003 2007

300

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Tasa

de

subs

iden

cia,

cm

/año

Pres

ión,

cie

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de

lpc

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40

70

60

90

80

10

Presión promedio del yacimiento

Inyección de agua

PetróleoPetróleo

0

30

20

Año

Tasa desubsidencia

> Subsidencia y presiones en la zona de la cresta del Campo Ekofisk. Las mediciones de presión enlos pozos de la zona de la cresta siguen una tendencia (azul) con un incremento rápido, a mediadosde 1998, que corresponde exactamente al retardo de la tasa de subsidencia (rojo).

Pres

ión,

lpc

7,500

7,000

6,500

6,000

5,500

5,000

4,500

4,000

3,500

3,0001974 1978 1982 1986 1990

Año

Tasa desubsidencia

Presión

1994 1998 2002 2006

Tasa

de

subs

iden

cia,

cm

/año

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0

Invierno de 2006/2007 59

para dar cabida a la condición de esfuerzosimperante. Cuando la condición de esfuerzosyace en el endcap, se alcanza un estado de equi-librio (izquierda). Si bien el mecanismo físicopara este comportamiento no se comprendecompletamente, parece estar relacionado con elintercambio iónico en los contactos intergranu-lares, lo que conduce a una reducción de lacohesión de la creta.27

23. Thomas LK, Dixon TN, Evans CE y Vienot ME: “EkofiskWaterflood Pilot,” Journal of Petroleum Technology 39,no. 2 (Febrero de 1987): 221–232. Originalmente, artículode la SPE 13120, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 16 al 19 deseptiembre de 1984.

24. Para obtener más información sobre el mejoramiento delcomplejo de plataformas del Campo Ekofisk, consulte:“Ekofisk Phase II Looks to the Future,” Journal ofOffshore Technology 5, no. 4 (Noviembre de 1997): 27–29.

25. Sylte JE, Thomas LK, Rhett DW, Bruning DD y Nagel NB:“Water Induced Compaction in the Ekofisk Field,”artículo de la SPE 56426, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 3 al 6 deoctubre de 1999.Para acceder a un análisis detallado de los primerostrabajos sobre compactación inducida por el agua,consulte: Andersen MA: Petroleum Research in NorthSea Chalk, Joint Chalk Research Monograph, RF-Rogaland Research, Stavanger, 1995.

26. Andersen MA: “Enhanced Compaction of Stressed NorthSea Chalk During Waterflooding,” presentado en elTercer Simposio Europeo sobre Analistas de Núcleos,París, 14 al 16 de septiembre de 1992.

27. Korsnes RI, Strand S, Hoff Ø, Pedersen T, Madland MV yAustad T: “Does the Chemical Interaction BetweenSeawater and Chalk Affect the Mechanical Properties ofChalk?,” presentado en Eurock 2006, Liège, Bélgica, 9 al12 de mayo de 2006.

0 10 20 30 40

9,600

9,7009,800

9,90010,000

10,100

10,200

10,30010,400

10,50010,60010,700

10,800

10,900

9,600

9,7009,800

9,90010,000

10,100

10,200

10,30010,400

10,50010,60010,700

10,800

10,900

Prof

undi

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pie

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Prof

undi

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s

FormaciónEkofisk

FormaciónTor

ZonaCompacta

Pozo 2/4C11A

0 10 20 30 40Tasa de compactación, cm/añoTasa de compactación, cm/año

octubre de 1986 aseptiembre de 1992

junio de 1994 ajunio de 1996

> Compactación de la creta inducida por el agua. La producción de la zona de creta incre men ta elesfuerzo efectivo promedio (a partir del círculo rojo en Inicio) y desplaza la envolvente elástica haciaafuera. La operación de inyección de agua altera el estado del material; si se permitiera modificar lacondición de esfuerzos, el endcap se contraería (sombreado gris). No obstante, la condición de es -fuerzos impuesta (círculo azul) no se ha modificado, de manera que el material se deforma a travésde su compactación rápida, manteniendo básicamente el endcap en su po sición original. En unacurva de tipo porosidad-esfuerzo (inserto), este comportamiento inducido por la inyección de aguaaparece como una pérdida de volumen con un esfuerzo constante, lo que constituye una desviacióncon respecto al comportamiento sin inyección de agua (curva de guiones). El cambio de volumenpodría producirse a lo largo de un período de tiempo prolonga do, particularmente en la creta de bajapermeabilidad.

Esfu

erzo

de

corte

gen

eral

izado

, lpc

Esfuerzo efectivo promedio, lpc

Endcap contraído,inducido por el agua

1,000

2,000

3,000

00 1,000 2,000 3,000

Inicio

Compactación

Endcap basado en la condición de esfuerzos

Inyección de agua

Poro

sida

d

Esfuerzo efectivo

Inyección de agua

< Monitoreo de la compactación dedicado en el Pozo 2/4C11A. Este pozo de lacresta (mapa de campo) fue diseñado como pozo de observación, provisto demarcadores radioactivos, y no produjo hidrocarburos. La compactación se midedesde el extremo superior de los marcadores y se convierte en una tasa anual(extremo superior izquierdo y derecho). Dado que estas cifras son acumulati-vas, una pendiente vertical—tal como en la Zona Compacta cercana a 10,100pies—in dica falta de compactación. Entre 1986 y 1992, tanto la Formación Eko-fisk como la Formación Tor se compactaron significativamente (izquierda).Cuando el frente de inyección de agua pasó el pozo, en el período comprendidoentre 1994 y 1996 (derecha), la mayor parte de la compactación se produjo den-tro de los 30 m [100 pies] de la Zona Compacta, mientras que las FormacionesEkofisk y Tor se compactaron lentamente, o incluso se estiraron levemente,como lo indica la pendiente orientada hacia la izquierda, con una profundidadpor debajo de 10,500 pies.

Esta explicación atañe al Campo Ekofisk,durante el período de re-llenado del proyecto deinyección de agua. El balance existente entre lacompactación inducida por el agua y un incre-mento lento del soporte de la presión favorecióla compactación, de manera que la tasa de sub-sidencia se mantuvo elevada. El período deinyección sin extracción de fluido durante la ins-talación del complejo Ekofisk II en 1998posibilitó un incremento de la presión—y unareducción del esfuerzo efectivo—suficientespara desplazar la condición de la formación unadistancia suficiente, dentro del endcap, parahacer que el balance se modificara y la tasa desubsidencia declinara. La persistente compacta-ción del yacimiento, luego de un incremento depresión de varios miles de lpc, se atribuye albalance imperante entre el debilitamiento de lacreta debido al contacto con el agua de mar y lareducción del esfuerzo efectivo, asociado con larepresurización del yacimiento (arriba).

ConocoPhillips compara las mediciones de lacompactación y subsidencia del campo con losresultados de los modelos geomecánicos y deflujo débilmente acoplados, desarrollados en lacompañía. La tasa de subsidencia actual, másbaja, genera inquietud en cuanto a la pérdida dedespeje y su impacto sobre la seguridad de lasplataformas se ha mitigado en cierta medida.Además, el énfasis puesto en el modelado se hadesplazado a la optimización del manejo delcampo; por ejemplo, utilizando los modelos paraayudar a colocar pozos nuevos. Algunas de estasnuevas localizaciones de pozos se determinan

mediante estudios sísmicos adquiridos con latécnica de repetición que rastrean el frente deinyección de agua.

La naturaleza dinámica de los procesos demanejo de campos implica la utilizacióncuidadosa de los modelos de subsidencia deter-ministas. Por ejemplo, el agregado de nuevasbocas de pozos en el complejo Ekofisk II, posibi-lita el drenaje adicional del campo, lo queinvalida los modelos de subsidencia más anti-guos que suponían menos pozos. En una escalamás pequeña, las fallas en los pozos conducen a

pérdidas de producción y un pozo de reemplazopuede posicionarse en otra parte del campo,situaciones que afectan en ambos casos las pre-dicciones de la subsidencia.

ConocoPhillips corre una serie de modelosbasados en diferentes escenarios para obteneruna visión probabilística del desempeño de losyacimientos, destacando los escenarios con 10%,50% y 90% de probabilidad, denominados P10,P50 y P90, respectivamente (abajo). Una de lasvariables principales de las simulaciones son losescenarios de manejo de los yacimientos, talescomo el tiempo del agotamiento secundario ovaciado rápido; cuando la inyección de agua seinterrumpe y se deja que la presión vuelva adeclinar. Además de la influencia de las fallas delos pozos y los cambios en el número de pozosproductores ya mencionados, los usos poten -ciales de la inyección de CO2 o aire tambiénafectan potencialmente las predicciones de lasubsidencia. Tendiendo en cuenta esta con -sideración, el modelo de subsidencia debeactualizarse regularmente para reflejar los cam-bios imperantes en las prácticas de manejo delos yacimientos.

Monitoreo de la compactación con la técnica de repeticiónEl Campo Valhall es un campo de creta grande,situado a unos 21 km [13 millas] al sur delCampo Ekofisk, en el sector noruego del Mar delNorte. Este campo también ha experimentadoun grado significativo de compactación de losyacimientos y subsidencia del lecho marino. Laformación productiva superior, la Formación Tor,posee una porosidad original que excede el 50%

60 Oilfield Review

> Subsidencia a partir del agotamiento y del efecto del agua. Hasta 1989, todala subsidencia producida en el complejo que servía como hotel se debió alagotamiento de la presión. Después de que la inyección de agua re-llenarael espacio poroso en 1994, la subsidencia se debió enteramente a la compac -tación inducida por el agua. Ambos efectos sucedieron en el período com -prendido entre estos eventos.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Año

Subs

iden

cia,

m

Combinación del efectodel agua y el agotamiento

Agotamiento solamente

Efecto del aguasolamente

1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007

Inicio del proyectoextensivo de

inyección de agua

Inicio del período de re-llenado delespacio poroso

>Modelos probabilísticos para el Campo Ekofisk. Los resultados de la sub si -dencia dependen del plan de manejo de campos implementado para el campo,de manera que se corrieron múltiples modelos de subsidencia. Se muestranlos resultados de los modelos con probabilidades del 10%, 50% y 90% (P10,P50 y P90, respectivamente), representando el área sombreada los otros re -sultados. El principal parámetro que genera la diferencia en estos modeloses la fecha de comienzo del agotamiento secundario, o vaciado rápido(diamantes).

Subs

iden

cia, m

P90

P50

P10

Año

Inicio delagotamientosecundario

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

Invierno de 2006/2007 61

en ciertos lugares, y la Formación Hod, máscompetente, exhibe una porosidad que alcanzahasta el 40%. La producción, a cargo de la com-pañía operadora Amoco, ahora BP, comenzó en1982, y la subsidencia del fondo marino en elcomplejo de plataformas situado en la porcióncentral del campo ahora excede 5.6 m [18.4pies]. La tasa de subsidencia actual es de apro-ximadamente 20 cm/año [7.8 pulgadas/año]. Laproducción hasta la fecha ha superado los 87millones de m3 [550 millones de bbl], con unvolumen aproximadamente equivalente de reser-vas remanentes en sitio.28

Las fallas producidas en los pozos fueron unproblema serio, particularmente en la década de1980, y se asociaron con la compactación y sub-

sidencia de la formación en los estratos desobrecarga. El operador ha recurrido a diversosmétodos de evaluaciones utilizando la técnica derepetición para comprender el comportamientodel campo.

En 1982 se perforó el primer pozo de desarro-llo, denominado 2/8-A1, directamente debajo delcomplejo de plataformas. En 1993, el pozo experi-mentó fallas y fue reemplazado por otro pozovertical, el pozo 2/8-A1A, a aproximadamente 60m [200 pies] de distancia. El operador obtuvo unperfil sísmico vertical (VSP) durante la perfora-ción de cada uno de los pozos. La separación de60 m es lo suficientemente estrecha para podercomparar los resultados (arriba).29 La diferenciaen el tiempo de tránsito, entre los levantamientos

de 1982 y 1993, indica una reducción de la veloci-dad, que se incrementa con la profundidad hastael Mioceno Medio. Este cambio producido en eltiempo de tránsito es consistente con el estira-miento de las formaciones de lutita.

Tanto el Pozo A1 como el Pozo A1A fueronprovistos de marcadores radioactivos para moni-torear la deformación de la formación; el PozoA1A posee marcadores en varios intervalos de lalutita de los estratos de sobrecarga. Los resulta-dos en los estratos de sobrecarga, obtenidos apartir de las mediciones del Instrumento deMonitoreo de la Compactación CMI, son consis-tentes con la deformación extensional que esmayor por encima de la creta productiva ydeclina hacia arriba.

28. Barkved OI y Kristiansen T: “Seismic Time-Lapse Effectsand Stress Changes: Examples from a CompactingReservoir,” The Leading Edge 24, no. 12 (Diciembre de2005): 1244–1248.

Para acceder a una visión general del Campo Valhall,consulte: Barkved O, Heavey P, Kjelstadli R, Kleppan T yKristiansen TG: “Valhall Field—Still on Plateau After 20Years of Production,” artículo de la SPE 83957,presentado en la Conferencia del Área Marina deEuropa 2003 de la SPE, Aberdeen, 2 al 5 de septiembrede 2003.

29. Kristiansen TG, Barkved OI, Buer K y Bakke R:“Production Induced Deformations Outside the Reservoirand Their Impact on 4D Seismic,” artículo de la IPTC10818, presentado en la Conferencia Internacional sobreTecnología del Petróleo, Doha, Qatar, 21 al 23 denoviembre de 2005.

> Estiramiento de los estratos de sobrecarga en el Campo Valhall. Los tiempos de tránsito de ida derivados de un perfil sísmico vertical(VSP) del pozo 2/8-A1, obtenido en 1982, fueron sustraídos de mediciones similares obtenidas en el Pozo 2/8-A1A, en 1993, a 60 m dedistancia (derecha). Se considera que el incremento del tiempo de tránsito es causado por un estiramiento en los estratos de sobre -carga. Los marcadores radioactivos del Pozo 2/8-A1A muestran que el estiramiento continúa desde 1993 hasta el levantamiento CMImás reciente, realizado en el año 2002 (inserto, a la derecha). Un modelo geomecánico débilmente acoplado, correspondiente al perío -do comprendido entre 1992 y 2002, confirma este comportamiento (izquierda). En este modelo, las sombras de rojo representan lacomprensión y las sombras de azul, la extensión. La sección comprendida entre el Eoceno Medio y el tope del yacimiento puede estarexhibiendo un arco de esfuerzos local, donde el cambio del tiempo de tránsito se detiene y luego se invierte, y el resultado del modelogeomecánico muestra la compactación.

2/8–A1

2/8–A1A

Tiempo de tránsito de ida, ms0 5 10

1,300

1,800

2,300

800

15 20

Mioceno Inferior(1,387)

Desplazamiento de tiempo 1982 a 1993

Eoceno Medio(2,135)

Yacimiento Superior(2,406)

Compresión Estiramiento

Estiramientoacumulativo, m

0 0.500.25

Acumulativo,1993 a2002

Profundidad, m

Zona 8

Cont

ribuc

ión

de p

etró

leo,

%

0

10

20

30

40

50

60

Zona 7 Zona 6 Zona 5 Zona 4 Zonas 1,2 y 3

Tasa baja, PLTTasa alta, PLTPredicción LoFS

La zona de la cresta del campo es altamenteproductiva. Tanto los resultados del modelo geo-mecánico como los del perfil VSP indican la

misma anomalía en esta zona. Justo por encimadel yacimiento, alrededor del Pozo A1A, seobserva cierto grado de compactación de losestratos de sobrecarga y aceleración del tiempode tránsito, donde sería dable esperar una exten-sión de los estratos de sobrecarga y un retardo deltiempo de tránsito. Éste podría ser el resultadodel proceso de drenaje de los estratos de sobre-carga o de una litología más rígida que no seestira tan fácilmente, sino que resulta muy proba-blemente del efecto de un arco de esfuerzos local.

El Campo Valhall es un mosaico de pilares yfosa tectónica, con creta delgada por encima delos pilares y creta espesa por encima de la fosa.30

La magnitud de la compactación en cualquierzona está relacionada con el espesor de la creta,entre otros factores, de manera que el grado decompactación a lo largo del campo también esun mosaico. Existe una respuesta similarmentecompleja en los resultados del modelo de losestratos de sobrecarga, incluyendo los arcos deesfuerzos locales (arriba).

El movimiento diferencial en los estratos desobrecarga puede reactivar las fallas existentes,causando potencialmente fallas de pozos. Loseventos microsísmicos medidos se correlacionan

con las posiciones de estas fallas.31 Un estudioextensivo de las fallas de pozos en los estratosde sobrecarga condujo a la compañía operadoraBP a abandonar un programa de perforación depozos de alcance extendido, basado en las plata-formas del centro del campo, para instalarplataformas satelitales automatizadas en losflancos norte y sur del mismo.32 Los pozos deestas plataformas pudieron evitar las fallas prin-cipales en la porción central del campo, queexhibe un grado de compactación intenso.

BP desarrolló modelos de física de rocascomplejos para el Campo Valhall, en la creta yen los estratos de sobrecarga. El modelo geome-cánico de los estratos de sobrecarga incluyecriterios de fallas específicos de las lutitas y valo-

62 Oilfield Review

30. Las fosas tectónicas (graben) son bloques de fallas quese encuentran desplazadas hacia abajo con respecto asus adyacencias, y los pilares tectónicos (horsts) sonlos bloques levantados adyacentes. Una estructura detipo pilar y fosa tectónica se forma habitualmentemediante el desarrollo de fallas normales en áreas derifting o de extensión.

31. Kristiansen TG, Barkved O y Pattillo PD: “Use of PassiveSeismic Monitoring in Well and Casing Design in theCompacting and Subsiding Valhall Field, North Sea,”artículo de la SPE 65134, presentado en la ConferenciaEuropea del Petróleo SPE 2000, París, 24 al 25 deoctubre de 2000.

32. Kristiansen TG: “Drilling Wellbore Stability in theCompacting and Subsiding Valhall Field,” artículo de lasIADC/SPE 87221, presentado en la Conferencia dePerforación de las IADC/SPE 2004, Dallas, 2 al 4 de marzode 2004.

33. Sayers CM: “Sensitivity of Time-Lapse Seismic toReservoir Stress Path,” Geophysical Prospecting 56, no. 3 (Mayo de 2006): 369–380.Sayers CM: “Stress-Dependent Seismic Anisotropy ofShales,” Geophysics 64, no. 1 (Enero-Febrero de 1999):93–98.Holt RM, Bakk A, Fjær E y Stenebråten JF: “StressSensitivity of Wave Velocities in Shale,” ResúmenesExpandidos, Exposición Internacional y 75a ReuniónAnual de la Sociedad de Geofísicos de Exploración,Houston, 6 al 11 de noviembre de 2005: 1593–1596.

34. Kristiansen TG y Pattillo PD: “Examples From 20 Years ofCoupled Geomechanics and Fluid Flow Simulation atValhall,” artículo P06 presentado en el 12do Seminario deUn Día de Bergen, de la SPE, Bergen, Noruega, 20 deabril de 2005.

> Pilares (horsts) y fosa tectónica (graben). El Campo Valhall contiene es -truc turas del tipo pilares y fosas tectónicas que afectan los resultados delmo delo geomecánico. Esta imagen compuesta posee una sección verticalpor encima de la línea roja y una vista casi horizontal que sigue la cretasuperior por debajo de la línea roja. La salida del modelo se muestra comocambios de velocidad; el incremento se indica en rojo y amarillo y lareducción en azul. Estos colores corresponden además a la compactación(amarillo y rojo) y extensión (azul). La estructura del tipo pilar y fosatectónica del campo se traduce en zonas alternadas de compactación yextensión, en la sección vertical, debidas a la compactación diferencial dela formación y a la for ma ción de arcos en los estratos de sobrecarga.

2/8–A–8_A_T2

2/8–A–30_B

> Comparación entre los levantamientos sísmi cosadquiridos con la técnica de repetición y los re -gistros de producción. El levantamiento sísmicoadquirido con la técnica de repetición, con unintervalo de 18 meses (extremo inferior), ubicavarios pozos horizontales en esta porción delcampo con agotamiento indicado por la dife ren -cia de impedancia acústica, que se relacionacon la compactación (y se incrementa pasandodel naranja al amarillo y al verde). El pozo hori -zontal, cerca del extremo superior de esta imagen,poseía varias zonas disparadas (círculos relle -nos). La mayor parte de la producción provienede la punta del pozo, según lo determinado conuna herramienta de adquisición de registros deproducción (PLT), con regímenes de flujo bajos(azul) y altos (rojo) (gráfica de barras). Unaestimación basada en el cambio de impedanciaacústica proyecta además un valor razonable dela tasa de flujo (verde).

Invierno de 2006/2007 63

res de parámetros que varían según la distanciaa la formación en proceso de compactación. Losparámetros de anisotropía, que varían en funciónde la trayectoria del esfuerzo, cambian debido ala descarga localizada que tiene lugar en la lutitacuando se forma un arco de esfuerzos.33

La respuesta dinámica del Campo Valhall a laproducción, y el gran volumen de petróleo re -manente en sitio, condujo a BP a instalar unarreglo permanente de receptores sísmicos en ellecho marino en el año 2003. Este proyecto desísmica de la vida productiva del campo (LoFS)permite a BP repetir los levantamientos sísmi-

cos varias veces por año. La compañía puedeseguir los cambios producidos en la compacta-ción, en el yacimiento y sus alrededores, cadavarios meses.

La respuesta del proyecto LoFS tambiénpuede utilizarse para monitorear la producciónen torno a determinados pozos horizontales. Porejemplo, se agregó un pozo horizontal en unazona que poseía varios pozos productores exis-tentes y abandonados. Al cabo de un período de12 meses, los resultados de la sísmica de repeti-ción mostraron una zona de compactaciónexpandida alrededor del pozo. La producción

estimada proveniente de las zonas productivasde ese pozo se ajustó razonablemente bien a larespuesta de una herramienta de adquisición deregistros de producción (página anterior, abajo).

Estos estudios sísmicos adquiridos con latécnica de repetición mostraron además la posi-ble formación de un arco de esfuerzos cerca deun pozo horizontal. La compresión y la extensiónobservadas en estas secciones transversalesreflejaron los resultados similares obtenidos porBP a partir de un modelo geomecánico y de flujocompletamente acoplado del Campo Valhall(arriba).34

> Formación de un arco de esfuerzos y efectos de la presión en el Campo Valhall. Los ingenieros de yacimientos tuvieron dificultades para ajustar la de cli -nación de la presión utilizando las técnicas de modelado convencionales. Un modelo desacoplado, que utiliza un modelo de flujo ECLIPSE con un modelomecánico VISAGE, exhibió una declinación de la presión más rápida que la experimentada en el campo (extremo superior izquierdo). El acoplamiento débilde estos modelos se tradujo en una declinación de la presión más lenta. Se corrieron dos versiones, utilizando 5 o bien 25 iteraciones del modelo de flujoentre cada intervalo del modelo geomecánico. Con el modelo completamente acoplado VISAGE VIRAGE, la declinación de la presión fue aún más lenta ymás consistente con la experimentada por el campo, utilizando una formulación geomecánica tanto elástica (E) como plástica (P). Este modelo comple ta -mente acoplado permitió a BP comprender el proceso (extremo inferior). La disminución del nivel de producción compacta la creta en la región vecina alpozo (A), estirando los estratos de sobrecarga que se encuentran encima (B). Se forma un arco de esfuerzos, desplazando el soporte para el peso de losestratos de sobrecarga más someros lateralmente (C), lo que resulta en una compresión de los estratos de sobrecarga y de la formación lejos del pozo(D). El modelo acoplado muestra que la creta comprimida (E) no puede drenar rápidamente en dirección hacia el pozo debido a su baja permeabilidad (F).Como resultado, la sobrepresión del fluido intersticial soporta parte de la carga del arco de esfuerzos. Los modelos desacoplados no tratan estos eventoscomo simultáneos y por ende pierden la interacción de la formación del arco de esfuerzos y la transferencia de la presión de poros. En este campo se haobservado el fenómeno de formación de un arco de esfuerzos de este tipo. Las imágenes sísmicas del campo muestran las diferencias entre un levan ta -miento sísmico de la vida productiva del campo (LoFS) adquirido antes de iniciarse la producción, y cuatro meses (extremo superior central) y seis meses(extremo superior derecho) después de iniciada, en un pozo horizontal (círculo blanco), dentro de la formación productiva (limitada por los reflectoresoscuros). La trayectoria del pozo ingresa en el plano de estas imágenes. La extensión, asociada con el incremento del tiempo de tránsito (naranja), parecedesarrollarse dentro de ciertas capas que yacen por encima del pozo. A ambos lados del pozo, una reducción del tiempo de tránsito (azul y verde oscuro),por encima y por debajo de la formación, puede indicar los soportes de la compresión lateral de un arco de esfuerzos. El comportamiento dentro de laformación no puede verse en las imágenes sísmicas obtenidas con la técnica de repetición.

Estratos de sobrecargaCreta

A

C

D

EF

B

2,300

2,200

Profundidad, m octubre de 2003 a junio de 2004octubre de 2003 a marzo de 2004

2,400

2,500

2,600

2,700

2,800

–3 ms

0 ms

3 ms

DesacopladoDébilmente acoplado cada 5 iteraciones Débilmente acoplado cada 25 iteraciones Completamente acoplado (P)Completamente acoplado (E)

Años de producción

Pres

ión,

lpc

00

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

4 8 12

251960 1970 1980

Año

Subs

iden

cia,

cm

Com

pact

ació

n, m

illis

train

1990 2000

20

15

10

5

0

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

0.0

Subsidencia total

1984

1986

1993

1997

20052000

Subsidencia inducida

Compactación (millistrain)

1.0250

Presión del yacimiento, bares

Com

pact

ació

n, m

illis

train

100150200

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

ZUIDWENDIG OOST

USQUERT

WARFFUM

LAUWERSOOG-OOST

LAUWERSOOG-WESTLAUWERSOOG-C

MODDERGAT

NES

AMELAND-WESTGAT

AMELAND-OOST

OUDEPEKELA

KIELWINDEWEER

GRONINGEN

RODEWOLT

BEDUMFEERWERD

LEENS

SAAKSUM WEST

MUNNEKEZIJL

KOLLUMERLAND

EZUMAZIJL

KOLLUMKOLLUM NOORD

ENGWIERUM

ANJUM

OOSTRUM

BLIJA-ZUID OOSTBLIJAFERWERDERADEEL

RODEN

NORG

PASOP

EEN

ZEVENHUIZEN

BOERAKKER

MOLENPOLDER

SEBALDEBUREN

GRIJPSKERK

MARUMERLAGE

DONKERBROEK

GROOTEGAST

SURHUISTERVEEN

MARUM

URETERP

TIETJERKSTERADEELSUAWOUDE

BLIJHAMANNERVEEN

ASSEN

ELEVELDAPPELSCHA

VIERHUIZEN-OOST

VIERHUIZEN-WEST

KOMMERZIJL

VRIES ZUID

VRIES CENTRAAL

VRIES NOORD

NORG ZUID

OPENDEOOST

SAAKSUM OOST

Winschoten

ASSEN

VEENDAM

HEERENVEEN

DRACHTEN

Leek

GRONINGEN

Sappemeer

Delfzijl

LEEUWARDEN

Dokkum

0

0 6 millas

10 km

Los modelos del Campo Valhall predijeronuna declinación de la presión más rápida que laobservada habitualmente en el campo. No obs-tante, la presión de formación del modelocompletamente acoplado se aproximó más a lacaída de presión lenta observada en el campo.BP detectó más arqueamiento local en elmodelo completamente acoplado, lo que ayuda aexplicar la diferencia entre el modelo acoplado yel modelo desacoplado.

La declinación más lenta de la presión es elresultado del proceso de drenaje lento que tienelugar en esta formación de creta con una permea -

bilidad de matriz baja. Por encima de la creta enproceso de compactación, como la que seencuentra cerca de un pozo productor, los estra-tos de sobrecarga se estiran y se forma un arcode esfuerzos, redistribuyéndose los mismos late-ralmente hasta la creta, a cierta distancia delpozo. Esta carga agregada deforma esa creta dis-tante e incrementa su presión de poros, pero lacreta compacta actúa como un orificio deestrangulación que se encuentra sólo parcial-mente abierto, lo que impide el drenaje rápidohacia el pozo. Esta determinación simultánea dela presión, el cambio de volumen y la permeabi-

lidad requieren que se produzca el acoplamientocompleto en la simulación. Los ingenieros de BPobservaron que este mecanismo tiene lugar enlas escalas más pequeñas—hasta los conjuntosde poros—y en las escalas más grandes, entrelas estructuras de tipo pilar (horst) y fosa tectó-nica (graben). La compañía está buscandoformas de incorporar este comportamiento enlos modelos más simples.

Estos ejemplos señalan la importancia queBP asigna a los resultados LoFS. La compañíaoperadora considera que se necesita la integra-ción multidisciplinaria de los resultados sísmicoscon otros datos del subsuelo para captar el valorde estos resultados sísmicos frecuentes, obteni-dos con la técnica de repetición.35

Monitoreo del nivel del terrenoEl campo de gas Groningen se encuentra ubi-cado debajo de la llanura costera de los PaísesBajos. Desde su descubrimiento en 1959, ha sidooperado por Nederlandse Aardolie MaatschappijB.V. (NAM), una unión transitoria entre Shell yExxonMobil. La formación de arenisca poseeuna porosidad que oscila entre el 10% y el 20% yes competente, lo que significa que no experi-menta el tipo de colapso de poros que se observaen los campos Ekofisk y Valhall. No obstante, laformación posee un espesor que fluctúa entre100 y 200 m [328 y 656 pies] aproximadamente,de manera que si bien su deformación elásticaes pequeña, el desplazamiento total de loslímites del yacimiento no lo es. La formación po -see una profundidad de unos 3 km [9,840 pies].

64 Oilfield Review

> Mediciones de compactación y subsidencia y la red de estaciones de monitoreo en el Campo Groningen. Una red extensiva de estaciones de monitoreode superficie (extremo superior) cubre varios campos (sombreado verde), incluyendo el Campo Groningen, de grandes dimensiones, en la porción nor destede esta área. Un punto acotado cercano al centro del campo (círculo rojo) se encuentra además cerca de un pozo utilizado para el monitoreo de la com -pactación. La subsidencia medida total (extremo inferior izquierdo, azul) abarca todos los efectos, incluyendo la producción de gas. Se requiere el análisisde deformación geodésica, que utiliza datos de todas las estaciones, para obtener la subsidencia inducida solamente por la producción de gas (rojo). Lacompactación en un pozo de observación cercano (negro) sigue la misma tendencia (obsérvese que las unidades son diferentes). La nueva represen ta -ción gráfica de los datos del Campo Groningen indica que la compactación se incrementa linealmente con la declinación de la presión (extremo inferiorderecho).

50 k

m

85 km

8 mm/año de subsidencia

–8 a –7 mm/año

–7 a –6 mm/año

–6 a –5 mm/año

–5 a –4 mm/año

–4 a –3 mm/año

–3 a –2 mm/año

–2 a –1 mm/año

–1 a 0 mm/año

0 a 1 mm/año

1 a 2 mm/año

2 mm/año de elevación

10 km

6 millas

Invierno de 2006/2007 65

Esta profundidad, en combinación con la exten-sión areal del yacimiento—un diámetro deaproximadamente 30 km [18.6 millas]—implicaque la subsidencia en la porción central delcampo es aproximadamente equivalente a lareducción del espesor de la formación.

En las áreas bajas de los Países Bajos, elmanejo del agua constituye una de las preocupa-ciones principales. La protección frente a laintrusión del agua puede requerir procedi -mientos de encauzamiento y refuerzo de losterraplenes, además de la construcción deestructuras de control de agua o la instalación deestaciones de bombeo. NAM provee fondoscuando es necesario implementar medidas adi-cionales para enfrentar las consecuencias de lasubsidencia inducida por la producción de gas. Elconocimiento de la magnitud de la subsidencia ysu alcance final es crucial para este esfuerzo.

NAM opera varios campos de esta área, queen su totalidad están cubiertos por un programade monitoreo de la subsidencia. Además de lasubsidencia producida en estos campos, losacuíferos adyacentes también se agotan y secompactan. La subsidencia ha sido monitoreadaa través de una serie de levantamientos topo -gráficos, que comenzaron en 1963 (páginaanterior). Un contratista realiza los levanta-mientos siguiendo las directivas del gobiernoholandés. Los levantamientos de nivelaciónmiden la subsidencia total y se requiere el análi-sis de deformación geodésica, que utiliza datosde todas las estaciones, para determinar la sub-sidencia inducida por la producción de gas.

En los pozos del campo, también se llevan acabo otras operaciones de monitoreo. Medianteel uso de balas radioactivas se indica la compac-tación de la formación en varios pozos y existenademás numerosas localizaciones para el moni-toreo de la compactación de los sedimentos desuperficie. Las localizaciones de las balas radio-activas son monitoreadas cada cinco añosutilizando la Herramienta de Monitoreo de laSubsidencia de la Formación (FSMT). Desdeque se inició el monitoreo en 1983, la compacta-ción de la formación se incrementó linealmentecon la declinación de la presión.

La compactación somera se monitorea enpozos de aproximadamente 400 m [1,312 pies] deprofundidad, mediante la medición exacta delcambio producido en la distancia entre la super -ficie y el fondo del pozo. Las mediciones seobtuvieron en el Campo Groningen, entre 1970 y2003, en 14 pozos someros. Estas observaciones setradujeron en tendencias confiables, pero esastendencias son específicas de la localización y nopueden ser extrapoladas arealmente. El programade monitoreo de la compactación somera del

Campo Groningen ha sido suspendido, pero conti-núa vigente en algunos campos remotos, en losque el monitoreo comenzó recién en 1992.

Los resultados de las mediciones de la sub -sidencia superficial y la compactación de laformación se incorporan en un modelo geomecá-nico que se acopla débilmente a un modelo de flujode yacimientos. Según los resultados, la subsiden-cia máxima del Campo Groningen en el año 2003fue de aproximadamente 24.5 cm [9.65 pulgadas].

NAM pronostica además la subsidencia hastael año 2050 y, con un intervalo de 95% de confia-bilidad, predice el desarrollo de una cubeta desubsidencia con una profundidad máxima osci-lante entre 38 y 48 cm [15 y 19 pulgadas], y unvalor más probable de 42 cm [16.5 pulgadas]. Lapredicción finalizada en diciembre de 2005 nodifiere demasiado de la predicción del año 2000,centrándose mayormente las discrepancias enlas zonas de los acuíferos, donde no se disponede control de pozos.

Previo a la producción de hidrocarburos enestos campos, esta porción de los Países Bajos noposeía registros de actividad sísmica. Desde 1986,se han producido varios temblores leves, algunosde los cuales ocasionaron daños materiales meno-res. NAM comenzó a monitorear la sismicidad,cancelando reclamos con los terratenientes. En elaño 2004, los Países Bajos establecieron unanueva ley minera que describía sucintamente unprocedimiento formal de reclamos.

Velando por el futuro, NAM ha investigado lautilización de la técnica InSAR con puntos disper-

sores permanentes (PS) en el Campo Groningen.En estrecha colaboración con la Universidad deTecnología de Delft, NAM investigó la técnica PS-InSAR para el Campo Groningen, obteniendo untotal de 104 interferogramas de los satélites ERS1y ERS2, en el período comprendido entre 1993 y2003. Aproximadamente dos tercios de esas medi-ciones se obtuvieron durante el descenso delsatélite hacia el horizonte. La densidad de lospuntos PS a lo largo del campo es menor que enel área urbana, pero existen suficientes puntosdispersores para proveer una cobertura espacialadecuada de la cubeta de subsidencia (abajo).36

Si bien los resultados PS-InSAR reflejan laforma y el grado de subsidencia aproximados apartir de las determinaciones del levantamientode nivelación, se observaron discrepancias entrelas mediciones obtenidas durante el ascenso ylas obtenidas durante el descenso. NAM con ti -núa evaluando esta tecnología, pero se necesitauna comprensión más analítica antes de basarseen este método para el Campo Groningen. Otrascompañías están estudiando su utilización en

35. Barkved OI, Kommedal JH, Kristiansen TG, Buer K,Kjelstadli RM, Haller N, Ackers M, Sund G y Bakke R:“Integrating Continuous 4D Seismic Data intoSubsurface Workflows,” artículo C001, presentado en la67a Conferencia y Exhibición de la EAGE, Madrid,España, 13 al 16 de junio de 2005.

36. Ketelaar G, van Leijen F, Marinkovic P y Hanssen R: “Onthe Use of Point Target Characteristics in the Estimationof Low Subsidence Rates Due to Gas Extraction inGroningen, The Netherlands,” presentado en FRINGE05,el Cuarto Taller Internacional sobre Interferometría SARERS/Envisat, Frascati, Italia, 28 de noviembre al 2 dediciembre de 2005.

>Medición PS-InSAR del Campo Groningen. El alcance del Campo Groningen—colores amarillo y rojoen el extremo superior derecho de este mapa—se pone de manifiesto en la medición de los puntosdispersores permanentes (PS) obtenidos de una medición InSAR desde un satélite (en descenso). Latasa de subsidencia máxima en la porción central del Campo Groningen es de aproximadamente 8 mm/año[0.3 pulgada/año], promediados a lo largo del período comprendido entre 1993 y 2003.

otros lugares, por ejemplo, en los campos de dia-tomita de California.

Algunos campos del área extendida de Gro-ningen aún no han sido puestos en producción,pues está pendiente la aprobación de un plan deproducción que incorpora procesos de monito-reo y control de la subsidencia. Como ejemplodel alcance de estos planes, algunos campospequeños subyacen llanuras de marea ambien-talmente sensibles. El plan propuesto exigemoderar la producción según una tasa que seajuste a la tasa de sedimentación natural exis-tente en las áreas de marea. De este modo, sibien la formación productora se compactará, lastierras donde se alimentan las aves en las llanu-ras de mareas se mantendrán al mismo nivel.Éste es un claro ejemplo de una compañía quetrabaja para minimizar el impacto de la compac-tación y la subsidencia sobre el medio ambiente.

Mitigación del daño inducido por la compactación en el Golfo de MéxicoTambién se han detectado problemas con lacompactación en el Golfo de México. El bloque623 del Campo Matagorda Island, situado en laplataforma continental, experimentó fallas depozos o daños de las tuberías de revestimientoen los 17 pozos de desarrollo cuya producciónprovino del yacimiento principal durante losúltimos 16 años.37 Las fallas de los pozos incluye-ron producción de arena y mantenimiento depresión detrás de la tubería de revestimiento, yel daño de la tubería de revestimiento tanto en lasección yacimiento como en la sección de losestratos de sobrecarga incluyó el desplazamientode la tubería de revestimiento, su separación ocolapso y estrangulamientos.38 La compañía ope-radora BP, anteriormente Amoco, realizó unanálisis global para determinar las causas de las

fallas y proporcionar asesoramiento prácticopara aplicar a los pozos de reemplazo.

Este campo de gas, con 85,000 millones de m3

[3 Tpc] de reservas, comprende una serie apiladade areniscas y limos intensamente sobrepresiona-dos, a profundidades que oscilan entre 2,743 y4,115 m [9,000 y 13,500 pies] bajo el nivel del mar.Los estratos de sobrecarga también se encuen-tran intensamente sobre presionados hasta unaprofundidad de aproximadamente 2,590 m [8,500pies] bajo el nivel del mar. El yacimiento princi-pal, denominado Siph (D) 120/122, con unespesor productivo bruto de 152 m [500 pies],poseía una presión de formación inicial de 12,000lpc [82.7 MPa], a una profundidad de 3,993 m[13,100 pies] bajo el nivel del mar.

La roca de formación corresponde a una are-nisca de grano fino, entre pobremente consolida-da y bien cementada, con una porosidad que fluc-

66 Oilfield Review

Compactación delas capas, pies

5.32

Desplazamiento este-oestede las capas, pies

3.43

1.72

0

–1.88

Desplazamiento norte-surde las capas, pies

2.25

0

–2.22

–4.01

2.52

0

–1.22

Y

X

10,000 pies

10,0

00 p

ies

Y

X

10,000 pies

10,0

00 p

ies

Y

X

10,000 pies

10,0

00 p

ies

Y

X

10,000 pies

10,0

00 p

ies

Subsidencia, pies

0.59

1.02

0.71

0.40

0.16

0.16 1.02

3.5 pies

2.25

pie

s4.

0 pi

es

1.9 pies

> Compactación y subsidencia en el bloque 623 del Campo Matagorda Island. La compactación máxima de la formación corres -pondiente al yacimiento Siph (D) 120/122 es de aproximadamente 1.62 m [5.32 pies] (extremo superior izquierdo), con un movi mientolateral hacia la parte central del campo (extremo inferior izquierdo y derecho). La subsidencia de la línea de lodo, centrada en elcampo, posee un valor máximo de 0.3 m [1 pie] (extremo superior derecho).

Invierno de 2006/2007 67

túa entre el 20 y 32%, y una permeabilidad quevaría entre 10 y 2,843 mD. La compresibilidad delvolumen poroso es una función del tipo de roca yde la etapa de agotamiento y varía entre 4 x 10-6 y17 x 10-6/lpc [6 x 10-4 a 25 x 10-4/kPa]. A abril de2006, el yacimiento había sido agotado hastaalcanzar un nivel de 1,417 lpc [9.77 MPa]. Desde

1986 hasta 2000, la compactación máxima delyacimiento fue de 1.62 m [5.32 pies], con unacubeta de subsidencia de 0.3 m [1 pie] de profun-didad (página anterior).

El desarrollo tuvo lugar en tres fases. Lospozos de la Fase I fueron perforados entre 1982y 1989. Los pozos de la Fase II, entre 1995 y 2001

(izquierda). La falla en ambas fases ocurrió conun grado de deformación por compactación del 2al 3%. Los pozos de la Fase III fueron perforadosdespués del estudio de las causas de las fallas depozos previas.

La existencia de presión sostenida detrás dela tubería de revestimiento en los pozos de laFase I habitualmente comenzaba aproximada-mente a los seis meses de producirse unincremento significativo de la producción dearena. La mayoría de las fallas de los pozos de laFase I, producidas en los estratos de sobrecarga,tuvieron lugar cerca del tope del yacimiento; nin-guna estuvo asociada con fallas geológicasconocidas. Los pozos experimentaron fallas mecá-nicas después de 10 a 13 años de producción.

El daño de la tubería de revestimiento en lospozos de la Fase II, comenzó mucho antes durantela vida productiva del pozo, después de uno acinco años de producción, y mostró una alta corre-lación con la ubicación de las fallas geológicasprincipales. Hasta el momento de la evaluación,en el año 2001, no se había observado ningún epi-sodio de producción de arena, pero todos los pozosmostraron mantenimiento de presión detrás de latubería de revestimiento. Además de registrarseun régimen de producción mucho más alto en lospozos de la Fase II, los mismos fueron terminadosen su totalidad con tratamientos de fractura-miento y empaque; los pozos de la Fase Iutilizaron una diversidad de técnicas de ter -minación, pero ninguno fue terminado contratamientos de fracturamiento y empaque.39

La compañía operadora BP realizó unaevaluación de los modos de fallas utilizandomodelos de yacimientos y pozos, y del comporta-miento geomecánico de la formación y losestratos de sobrecarga. En el centro del campo,la compactación de la formación produjo ungrado de deformación de la tubería de revesti-miento suficiente para causar fallas geológicas> Historia de fallas de pozos en la Formación Siph (D) 120/122. La perforación correspondiente a la Fase I

tuvo lugar entre 1982 y 1989, y la correspondiente a la Fase II duró desde 1995 hasta 2001 (triángulosrojos del eje, extremo superior). El primer pozo de la Fase I falló en 1994, y el último, en 2001. Los pozosde la Fase II fallaron más rápidamente. La declinación de la presión (puntos) fue aproximadamentelineal con el tiempo. La formación exhibió una tasa de compactación alta (púrpura) en las primeras yen las últimas etapas de la vida productiva del campo, con una tasa reducida en el período intermedio.Un análisis (extremo inferior) indicó que los pozos de la Fase I experimentaron procesos de producciónde arena (azul) antes de acumular y mantener presión detrás de la tubería de revestimiento (verde).La altura de la barra es la duración de la vida productiva del pozo antes del comienzo del problema.Los pozos de la Fase II exhibieron vidas productivas más cortas y no mostraron producción de arena.Las tasas de pozos pico (rojo) y constantes (azules) fueron significativamente más altas para los pozosde la Fase II.

Pres

ión

de fo

ndo

de p

ozo,

lpc

12,000

11,000

10,000

9,000

8,000

7,000

6,000

5,000

4,000

3,000

2,000

1,000

01982 1984 1986 1988 1990 1992

Año1994 1996 1998 2000 2002

Defo

rmac

ión

por c

ompa

ctac

ión,

%

6

5

4

3

2

1

0

Vida

pro

duct

iva

del p

ozo,

año

s

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

C-6E-1 C-4 635-1C-2 C-1 E-2C-3 D-1 C-2stC-5 D-2 C-8 D-3C-7Nombre del pozo

Tasa de producción pico

Tasa de producciónsostenida Ta

sa d

e flu

jo d

e ga

s, M

Mpc

/d

80

0

10

20

30

40

50

60

70

CHGP CHGP CP CP FPCP

CHGP = Empaque de grava en pozo entubadoCP = Entubado y disparadoFP = Fracturamiento y empaque en pozo entubado

Producción de arenaPresión detrás de la tuberíade revestimiento

Perforación Fase I

Perforación Fase II

Fallas

Fallas mecánicas

Tasa decompactación

inicial

Tasa decompactación

reducida

Presión de fondo de pozo

Deformación por compactación

Tasa decompactación

acelerada

37. Li X, Mitchum FL, Bruno M, Pattillo PD y Willson SM:“Compaction, Subsidence, and Associated CasingDamage and Well Failure Assessment for the Gulf ofMexico Shelf Matagorda Island 623 Field,” artículo de laSPE 84553, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Denver, 5 al 8 de octubre de 2003.

38. Para obtener más información sobre el mantenimientode presión detrás de la tubería de revestimiento,consulte: Abbas R, Cunningham E, Munk T, Bjelland B,Chukwueke V, Ferri A, Garrison G, Hollies D, Labat C yMoussa O: “Soluciones de largo plazo para el aisla mien -to zonal,” Oilfield Review 14, no. 3 (Otoño de 2002): 18–31.Brufatto C, Cochran J, Conn L, Power D, El-ZeghatySZAA, Fraboulet B, Griffin T, James S, Munk T, Justus F,Levine JR, Montgomery C, Murphy D, Pfeiffer J,Pornpoch T y Rishmani L: “Del lodo al cemento,” OilfieldReview 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 70–85.

39. Para obtener más información sobre tratamientos defrac turamiento y empaque, consulte: Gadiyar B, MeeseC, Stimatz G, Morales H, Piedras J, Profinet J y WatsonG: “Optimización de los tratamientos por fracturamientoy empaque,” Oilfield Review 16, no. 3 (Invierno de2004/2005): 18–31.

68 Oilfield Review

Deformación

Tubería base

Deformación

Tubo de derivación

Tubo de derivación

Filtro (cedazo)

Aros A

Aros A

Grava

Tubería de revestimiento

Filtro

Acoplamiento

Tubería base

–10,000

–10,500

–11,000

–12,000

–15,000

–15,500

–16,000

–14,000

–14,500

–13,500

–13,000

–12,500

–11,500

–9,500

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

(TVD

) baj

o el

niv

el d

el m

ar, p

ies

Deformación de la tubería de revestimiento, %

εzzεxx

εyy

Compresión

Disparos en la Formación Siph (D),entre 13,243 y 13,409 pies de TVD bajo

el nivel del marTensión

–2.0 –1.5 –1.0 –0.5 0.0 0.5 1.0 1.5

–500

–2,500

–4,500

–6,500

–8,500

–10,500

–12,500

–14,500

– 16,500

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

baj

o el

niv

el d

el m

ar, p

ies

Desplazamiento de la tubería de revestimiento, pies

Desplazamiento Yhacia el norte

Desplazamiento Z

Desplazamiento Z hacia abajo

–6.0 –4.0 –2.0 0.0 2.0 4.0 6.0 8.0

Desplazamiento Xhacia el oeste

Desplazamiento Zhacia arriba

(abajo). Otro modelo geomecánico examinó elmovimiento de las fallas y los planos de estratifi-cación, indicando que las primeras no sereactivarían hasta que el agotamiento alcanzaraaproximadamente 9,000 lpc [62 MPa], lo quesucedió aproximadamente un año después de lafinalización del programa de perforación de lospozos de la Fase II. Este resultado explica por-qué ninguna de las fallas mecánicas de los pozosde la Fase I fueron atribuibles al movimiento delas fallas geológicas.40

Además, se modelaron dos métodos de termi-nación de pozos utilizados en este campo. Laorientación de los pozos oscilaba entre vertical yhorizontal. En los pozos de la Fase II, se modelóuna conexión típica de la superposición de latubería de revestimiento y la tubería de revesti-miento corta en los estratos de sobrecarga, queindicó que un pozo orientado verticalmentepuede admitir un grado de compactación del 2%solamente en la formación adyacente, antes dealcanzar un grado de deformación plástica del10%, que es el límite de diseño para la tubería derevestimiento. Por el contrario, el modelo señalóque un pozo horizontal puede admitir un porcen-taje de compactación de la formación del 8%antes de alcanzar el límite de diseño.41

El segundo modelo de terminación examinóun arreglo de fracturamiento y empaque,también típico de los pozos de la Fase II. Nueva-mente, un pozo horizontal puede admitir másdeformación, 12% frente al 3% correspondiente auna orientación vertical, antes de alcanzar ellímite de diseño del 10% (derecha).

La evaluación indicó que tres de los cincopozos clave de la Fase II experimentarían ungrado de deformación por compactación del 2 al3%, antes del final de la vida útil del campo, de

modo que serían necesarios pozos de reemplazo.Se ha iniciado una tercera etapa de perforación,pero sólo quedan aproximadamente 1,800 lpc[12.4 MPa] de agotamiento antes del abandono,lo que se traduce en un grado de deformaciónpor compactación adicional inferior al 1.5%. Estevalor es insuficiente para hacer que la termina-ción falle en la formación. No obstante, las fallasgeológicas reactivadas presentes en los estratosde sobrecarga seguirán desplazándose y poten-cialmente someterán la tubería de revestimientoa esfuerzos de corte.

Los pozos de la Fase III fueron diseñadospara contrarrestar el problema de deslizamientode fallas y fortalecer la capacidad de selloestanco de los pozos; se perforaron tres pozosutilizando el diseño mejorado. En los estratos desobrecarga sobrepresionados, el espacio anularse volvió a rectificar hasta alcanzar 38 cm [15 pul-gadas] y se dejó sin cementar para evitar laposibilidad de que se produjera cizalladura enlas fallas geológicas reactivadas. La tubería derevestimiento corta de 75⁄8 pulgadas se empalmócon la zapata de la tubería de revestimiento de117⁄8 pulgadas y se cementó dentro de la tuberíade revestimiento de 97⁄8 pulgadas, fortaleciendoel pozo tanto estructural como hidráulicamente.

Los pozos de la Fase III están produciendocon regímenes estables altos, de unos 425,000 m3/d[15 MMpc/d] para cada pozo. El estudio delCampo Matagorda Island proporcionó a BP unametodología para otros campos del Golfo deMéxico. Por ejemplo, el Campo King West, queexhibía una compresibilidad mucho mayor queel Campo Matagorda Island, se consideró deriesgo bajo a moderado porque el agotamientode la presión esperado es menor.42

En otro campo del Golfo de México se desarro-lló un modelo mecánico del subsuelo 3D paraasistir las operaciones de perforación y evaluar elimpacto de la compactación sobre la estabilidaddel pozo y la subsidencia. Este yacimiento de tur-

> Cuadrícula de elementos finitos de un trata -mien to de fracturamiento y empaque bajo com -pacta ción. La compactación de la formacióncondujo a una flexión localizada en la tubería de revesti mien to (azul), entre el filtro (amarillo) y el acoplamiento (rojo).

> Desplazamiento y deformación de la tubería de revestimiento en un pozo vertical. La compactación de la formación condujo a un desplazamiento signifi -cativo de la tubería de revestimiento en la Formación Siph (D) (izquierda). La deformación compresiva, ε, alcanzó un porcentaje de aproximadamente 1.8%,con deformaciones laterales por tracción (derecha).

Invierno de 2006/2007 69

biditas de aguas profundas, operado por MurphyOil, comprende areniscas y lutitas interestratifi-cadas.43 El modelo indicó que el grado dedeformación vertical podía ser de aproximada-mente 8%, en una sección de alta porosidad delcampo. Incluso en una zona del campo con menorgrado de deformación, el pozo podría experimen-tar la flexión de la tubería de revestimiento si notuviera el soporte de la cementación y la forma-ción (arriba). Esto demostró la importancia deperforar un pozo en calibre con la tubería derevestimiento centralizada, lograr una operaciónde cementación de buena calidad y producir deuna forma tal que se evite la producción de arena.

Superación de la sensación de hundimientoLa lucha por el control de la subsidencia seguiráadelante. Como lo ilustran los estudios de casos,los ingenieros y los geocientíficos continúandesarrollando y empleando nuevas herramientaspara comprender y mitigar sus efectos.

Los simuladores geomecánicos y de flujo pue-den convertirse en herramientas poderosas parala contienda, pero por el momento siguen siendoconsiderados demasiado lentos para el manejocotidiano de los yacimientos. La aplicación deestudios sísmicos adquiridos con la técnica derepetición para monitorear la compactación a lolargo de grandes porciones de yacimientos, haprogresado a grandes pasos en los dos últimos

años; las mediciones satelitales poseen el poten-cial para proveer una cobertura igualmente vastapara la subsidencia. Los métodos de inyección deagua han sido utilizados durante muchos añospara combatir la subsidencia, pero su combina-ción con los nuevos métodos de modelado ymonitoreo promete convertirlos en una prácticade manejo más precisa y efectiva.

La mitigación del daño producido al pozo es,al menos en parte, una cuestión económica. Consuficiente cantidad de acero en el pozo, muchosmás pozos pueden ser protegidos frente a losfenómenos de compactación, estiramiento, omovimiento secundario de las fallas geológicas.Pero esa protección tiene un costo muy alto.Además, los avances registrados en las técnicasde modelado están ayudando a realizar eleccio-nes de terminación de pozos inteligentes.

Los nuevos problemas estimularán el desarro-llo de nuevas herramientas. La plataforma debarrido acústico Sonic Scanner provee infor -mación acerca de las condiciones existentesalrededor de un pozo.44 La herramienta mide valo-res de anisotropía por ondas de corte de tan sólo2%. Sus profundidades de investigación múltiplespueden proveer un perfil radial del comporta-miento compresional y de cizalladura a variospies dentro de la formación. La aplicación de estaherramienta en un ambiente de compactacióndinámico ofrece la promesa de generar nuevos

descubrimientos y quizás nuevas formas de deter-minar los parámetros geomecánicos en sitio.

Si bien la ciudad de Venecia continúa hun-diéndose actualmente, mediante la comprensiónde los efectos de la extracción de agua y gas y elcierre de esos pozos, los planificadores lograroncontrolar los efectos de la subsidencia generadapor el hombre, reduciendo en forma asombrosael ritmo de hundimiento de la ciudad. El mode-lado, monitoreo y adquisición de registrosreducen las incertidumbres asociadas con lacompactación de un yacimiento, permitiendoque las compañías mitiguen su efecto en loscampos de petróleo y gas. No obstante, como enVenecia, la lucha entre la naturaleza y la tecno-logía continúa. —MAA

40. Li et al, referencia 37.41. Li et al, referencia 37.42. Li X, Tinker SJ, Bruno M y Willson SM: “Compaction

Considerations for the Gulf of Mexico Deepwater KingWest Field Completion Design,” artículo de las SPE/IADC92652, presentado en la Conferencia de Perforación delas SPE/IADC, Ámsterdam, 23 al 25 de febrero de 2005.

43. Sayers C, den Boer L, Lee D, Hooyman P y Lawrence R:“Predicting Reservoir Compaction and CasingDeformation in Deepwater Turbidites Using a 3DMechanical Earth Model,” artículo de la SPE 103926,presentado en la Primera Conferencia y ExhibiciónInternacional del Petróleo de México, Cancún, México,31 de agosto al 2 de septiembre de 2006.

44. Arroyo Franco JL, Mercado Ortiz MA, De GS, Renlie L yWilliams S: “Imágenes de la pared del pozo y susinmediaciones,” Oilfield Review 18, no. 1 (Verano de2006): 16–35.

> Deformación de la formación y de la tubería de revestimiento en un campo de turbidita del Golfo de México. El modelo mecánico del subsuelo indica queel grado de deformación vertical en la forma ción puede alcanzar el 8% (sombras de amarillo y naranja) en la porción del campo que posee la porosidad másalta (extremo inferior izquierdo). A lo largo de una trayectoria de pozo propuesta, cerca de esa zona de alta porosidad, la deformación compresiva pro du -cida sobre la tubería de revestimiento exce de el 4% en las formaciones de areniscas, con una deformación debida a la tracción de hasta 1% en las lutitasinterestratificadas (gráfica). Estos valores son más bajos que la deformación vertical de la formación porque el pozo es un pozo desviado, pero la desvia cióntambién introduce esfuerzos de corte en la tubería de revestimiento. En la tabla se identifican cuatro casos: se analizaron dos tipos de tuberías de revesti -miento, para dos valores del módulo de Young de la formación cada uno. En los cuatro casos, la tubería de revestimiento no soportada se flexiona cuandosu grado de deformación es inferior al 1% (derecha, en el gráfico). No obstante, si se encuentra soportada por la cementación y la formación, la tuberíade revestimiento puede tolerar un grado de deformación compresiva del 6% o un porcentaje superior antes de flexionarse (izquierda, en el gráfico), lo queindica que las defor maciones previstas sobre la tubería de revestimiento se encuentran dentro de los límites aceptables si la misma está soportada.

–10 –8

1 1,2 3,43

Soportada

No soportada

2 4

–6 –4Deformación axial de la tubería de revestimiento, %

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

–2 0 2

-0.1

Vertical strain

9% 6% 3% 0%

-0.075 -0.05 -0.025

Caso Diámetro y peso de latubería de revestimiento

Módulo de Youngde la formación, lpc

1

2

3

4

9 7⁄8 pulgadas. 62.8 lbm/pie

9 7⁄8 pulgadas. 62.8 lbm/pie

7 3⁄4 pulgadas. 46.1 lbm/pie

7 3⁄4 pulgadas. 46.1 lbm/pie

147,000

88,300

147,000

88,300