PREDICCIÓN DE SOBREPRESIONES A TIEMPO REAL PARA LA

PERFORACIÓN DE POZOS EN MÉXICO

AUTOR

M. en C. David Velazquez Cruz, Instituto Mexicano del Petróleo

RESUMEN

La predicción de las presiones en el subsuelo es la etapa más importante de la planeación y diseño de la

perforación de pozos. Al respecto se han escrito infinidad de artículos, sin embargo, hoy en día un alto porcentaje

de los Tiempo No Productivos de la perforación de pozos, son imputable a problemas asociados a las

geopresiones y estabilidad del pozo. Muchos de estos problemas están ligados con el desconocimiento del origen

de las sobrepresiones en un área en particular y del alcance de los modelos para pronosticarlas. En este trabajo se

hace una revisión de los mecanismos que originan las sobrepresiones y se realizan descripciones de la

experiencia del autor en México. También, se hace hincapié en que los modelos de predicción basados en

registros de pozo y sísmica, solo predicen sobrepresiones cuando su origen es debido al desequilibrio en la

compactación, por lo que se detalla la teoría que los fundamenta. Además, se presentan aspectos clave que se

deben llevar a cabo para realizar un pronóstico de presiones basado en información transmitida en tiempo real.

Por último, se presenta un caso de estudio y se concluye con los aspectos más importantes que se deben conocer

cuando se realiza un análisis de geopresiones.

INTRODUCCIÓN

El análisis de presiones anormales es un tema que se ha estudiado desde hace más de 50 años, sin embargo, ahora

se ha migrado a aspectos locales, focalizados en la predicción de presiones del sitio a perforar y a la medición en

tiempo real. Esta área del conocimiento, adquiere gran importancia debido a las implicaciones que tiene sobre el

proceso de perforar pozos en cuencas petroleras. La predicción de los perfiles de presión presentes en el subsuelo,

constituye la etapa más importante de la planeación y diseño de la perforación de pozos, más aún si son

exploratorios; se sabe a nivel mundial que los problemas generados por las presiones anormales cuestan a la

industria de la perforación varios millones de dólares al año e incluso en algunos casos la factibilidad de perforar

pozos; Dutta (2002) menciona que cerca del 30% de los costos de un pozo en aguas profundas fueron debidos a

problemas principalmente relacionados con geopresiones; Standifird y Keaney (2003) muestran que el 27% de

los Tiempos No Productivos de la perforación de pozos (NPT por sus siglas en ingles) están asociados a una mala

predicción de la presión de poro y que el 17% esta ligado a problemas de inestabilidad de agujero causado por

una inadecuada prognosis de sobrepresiones (figura 1a).

(a)

(b)

Figura 1. (a) Análisis de NPTs (modificado de Standifird, 2003) y (b) Costos derivados por NPTs (Sweatman,

2006)

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Por otro lado, Sweatman (2006) muestra un análisis de NPTs donde los problemas relacionados con el agujero

cuestan a la industria de perforación alrededor de $28 billones de dólares (figura 1b) y propone que para reducir

los costos asociados a los problemas con el agujero se debe investigar sobre:

Mejores métodos para la predicción de la presión de poro y fractura

Mediciones delante de la barrena para dar seguimiento de la presión mientras se perfora.

Mejoramiento de los métodos y materiales para mantener la integridad del agujero.

La perforación de pozos en México no es ajena a esta problemática, de acuerdo con mi experiencia en proyectos

desarrollados para PEMEX (Velázquez-Cruz, 2004a, 2004b y 2005), los porcentajes de NPTs originados por

problemas asociados a geopresiones e inestabilidad de agujero son similares a los promedios mundiales; por lo

que se debe continuar con las investigaciones y estudios tendientes a mejorar el pronóstico de sobrepresiones y

estabilidad de pozo en las Cuencas Petroleras Mexicanas.

Conceptos Básicos

La presión de sobrecarga es la presión originada por el peso acumulativo de las rocas que sobreyacen en el

subsuelo y se calcula a partir de la densidad combinada de la matriz rocosa y de los fluidos contenidos en los

espacios porosos por la profundidad de interés (figura 2a); debido a que la sobrecarga no es una presión de un

fluido, muchas veces es preferible distinguir entre fluido y matriz utilizando el término de Esfuerzo de

Sobrecarga (S).

La presión de formación, también llamada presión de poro (Pp), es aquella presión que ejercen los fluidos

confinados en el espacio poroso de la formación sobre la matriz de roca; estos fluidos intersticiales son

generalmente aceite, gas y agua salada (figura 2b). La presión de poro puede ser normal o anormal.

(a)

(b)

Figura 2. (a) Modelo del esfuerzo de sobrecarga (modificado de Mouchet, 1989) y (b) Modelo de presión de poro

(modificado de Mouchet, 1989)

La presión de poro normal es igual a la presión hidrostática que ejerce una columna de fluido nativo de la

formación. En muchos casos estos fluidos varían de agua dulce con densidad de 1 g/cc (0.433 psi/pie) a agua

salada con densidad de 1.074 g/cc (0.465 psi/pie) correspondiente a una salinidad de 80,000 ppm de NaCl a una

temperatura de 25°C. En algunas ocasiones la densidad del fluido llega a ser mayor de 1.074 g/cm3 debido a

incrementos en el gradiente geotérmico y en la concentración de sales. La tabla 1 muestra gradientes de presión

normal de diferentes cuencas petroleras del mundo.

Tabla 1. Gradientes de presión de poro normal en diferentes cuencas petroleras (Modificado de

Bourgoyne, 1991)

REGIÓN GRADIENTE DE PRESIÓN DE PORO NORMAL

(psi/pie) (lb/gal) (g/cc)

Golfo de México-USA 0.465 8.94 1.074

Canal de Santa Bárbara 0.452 8.69 1.044

Mar del Norte 0.452 8.69 1.044

Costa Mexicana del Golfo 0.446 8.58 1.030

África Oeste 0.442 8.50 1.021

Delta del Mackenzie 0.442 8.50 1.021

Malasia 0.442 8.50 1.021

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Tampico-Misantla-Chicontepec 0.442 8.49 1.020

California 0.439 8.44 1.014

Montañas Rocosas 0.436 8.38 1.007

Cuenca de Anadarko 0.433 8.33 1.000

Oeste de Texas 0.433 8.33 1.000

La presión de formación anormal es cualquier presión diferente de la presión normal; si la presión de poro

excede a la presión normal se le llama anormalmente alta, geopresurizada, superpresurizada o simplemente

presión anormal; en cambio, si es menor que la normal, se le ha denominado presión de formación anormalmente

baja o subnormal. Debido a que las presiones anormalmente altas tienen un mayor impacto en la seguridad del

personal y equipo, así como en la viabilidad técnica y económica de la perforación del pozo, su estudio se ha

hecho extensivo en la mayoría de las cuencas petroleras del mundo.

La presión de fractura es la presión que soporta la roca sin fracturarse. A través de experiencias de campo y

laboratorio se ha encontrado que la presión que soporta una roca sin que se fracture, es función de su resistencia a

la tensión y de los esfuerzos a los que se encuentra sometida en el subsuelo. Dependiendo de la magnitud de los

esfuerzos principales, la fractura será vertical u horizontal, pero siempre se fracturara perpendicular al esfuerzo

mínimo. Las figuras 2a y 2b muestran la dirección de la fractura dependiendo de la dirección del esfuerzo

mínimo.

(a)

(b)

Figura 2. (a) Fractura vertical cuando el esfuerzo mínimo es horizontal y (b) Fractura horizontal cuando el

esfuerzo mínimo es vertical

Origen de las Sobrepresiones

Existen varios mecanismos que originan las presiones anormales. El fenómeno está relacionado a procesos

geológicos, físicos, químicos y mecánicos. Las principales causas de la generación de presiones anormales

referidas en la literatura (Law, 1998) son:

Debido a Esfuerzos de la Roca

Desequilibrio en la compactación

Actividad tectónica

Generadas por Incremento del Volumen de Fluidos

Expansión de agua debido al incremento de temperatura

Generación de hidrocarburos

Liberación de agua debido a fenómenos de diagénesis

Movimiento de Fluidos y Flotación

Fenómenos osmóticos

Nivel piezométrico del fluido (columna hidráulica)

Flotación debida al contraste de densidades

El desequilibrio en la compactación se origina cuando se interrumpe el proceso de compactación “normal” que

deberían sufrir los sedimentos cuando se depositan en una cuenca; durante el proceso de sedimentación y

compactación se tiene un balance entre el peso de los sedimentos y la capacidad de las formaciones para expeler

los fluidos; cuando los fluidos dentro de los poros escapan debido el esfuerzo de sobrecarga, la compactación de

los sedimentos es función de la profundidad y la porosidad de la roca se reduce, es decir, se dice que se

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compactan de manera “normal” y por lo tanto, se originan presiones de poro normales; por el contrario, cuando

los fluidos no pueden escapar de los poros se represionan debido a la sobrecarga, originando lo que se conoce

como sobrepresiones y consecuentemente porosidades altas debido a la interrupción de la compactación. El

desequilibrio en la compactación es el origen primario de las sobrepresiones en México; esto puede ser

corroborado con la variación de la porosidad en las lutitas del terciario en los miles de pozos perforados en el país

(figuras 3a y 3b).

(a)

(b)

Figura 3. (a) Desequilibrio en la compactación demostrado con resistividad y (b) Desequilibrio en la

compactación demostrado con tiempo de tránsito

La actividad tectónica es otra causal de sobrepresiones, en general, cuando ocurren deformaciones debido al

tectonismo, existen modificaciones en la distribución estructural de las formaciones y por lo tanto, en la presión

de los fluidos contenidos en ellas; esto significa que el tectonismo puede crear anomalías de presión o restablecer

la presión a su forma normal. En México, la actividad tectónica como causal de sobrepresiones no ha sido

estudiada, quizá por que los principales campos petroleros de México se encuentran en una cuenca de Margen

pasivo sin actividad tectónica relevante (Mann, 2003), sin embargo, sería adecuado realizar un estudio para

verificar si existe influencia o no.

El incremento de volumen de fluidos dentro de una formación confinada origina que estos se sobrepresionen; se

menciona en la literatura (Swarbrick, 2002) que el fenómeno es ampliamente citado pero no cuantificado con

casos reales. Este fenómeno tiene tres variantes: La primer variante es la expansión de agua debido a la

temperatura que se origina cuando un cuerpo de agua permanece confinado sin poder escapar y debido a la

temperatura se incrementa su volumen; Barker (1972) muestra una elevación de presión de 8,000psi en agua

calentada de 54.4°C a 93.3ºC ocasionada por un incremento de volumen de únicamente 1.65%; de aquí se

demuestra que la expansión de agua debido a la temperatura puede originar presiones muy alta, sin embargo,

debido a que se necesitan sellos perfectos y muy resistentes para originar estas presiones, se piensa que en la

mayoría de las cuencas petroleras del mundo sería difícil encontrar y demostrar que el origen de las

sobrepresiones es por esta causal (Swarbrick, 2002). La segunda variante es la generación de hidrocarburos en

cuyo caso se ha demostrado que origina sobrepresiones; la generación de hidrocarburos es controlada y

dependiente de una combinación de tiempo y temperatura. El incremento de volumen ocurre cuando el kerógeno

se transforma en aceite o gas y cuando el aceite se fracciona en otros componentes más ligeros. Estas reacciones

típicamente se suscitan a profundidades de 2.0 a 4.0 km y a temperaturas en el rango de 70ºC a 120ºC para la

maduración del kerógeno; y 3.0 a 5.5 km y 90º a 150ºC para el fraccionamiento de aceite al gas (Swarbrick,

1998). Si la roca generadora esta ligada a sellos “perfectos” entonces las sobrepresiones serían altas, sin embargo

y al igual que en la expansión de agua, las rocas sedimentarias no son sellos perfectos y tienen un límite de

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resistencia a la fractura. En México no hemos observado este fenómeno ligado a rocas generadoras, en cuyo caso

podríamos suponer que durante la generación de hidrocarburos, se produjo una presión muy alta, dando origen a

la migración de hidrocarburos por fractura del confinamiento. La tercera variante tiene que ver con fenómenos de

diagénesis; que es una alteración o cambio de los minerales que constituyen los sedimentos posterior a su

depositación, que ocurren bajo ciertas condiciones de presión y temperatura que acompañan al sepultamiento de

los sedimentos. La montmorillonita, el mineral predominante en algunas lutitas, se altera a illita. Esta diagénesis

de la montmorillonita, contribuye al origen de sobrepresiones por incrementar el volumen de agua durante la

formación del nuevo mineral. Esta agua migra a los sedimentos superiores y con el continuo sepultamiento se

genera una sobrepresión debido al esfuerzo de sobrecarga. En México y mediante análisis microscopia

electrónica de barrido (MEB) y difracción de rayos X (EDX) realizados a muestras de canal y núcleos de las

columnas terciarias (figura 4a y 4b) se ha demostrado que existe una mayor concentración de arcillas de tipo

esmectita en formaciones de edad Pleistoceno, Plioceno y Mioceno; una combinación de esmectita-illita en

formaciones de edad Oligoceno y Eoceno Superior, y mayor concentración de illita en edades del Eoceno inferior

y Paleoceno. Asimismo, con base en la experiencia de los pozos perforados en cuencas petroleras mexicanas, se

ha observado que las máximas densidades de lodo utilizadas en formaciones lutiticas son de edad Oligoceno,

coincidentemente por encima de formaciones de edad Eoceno y Paleoceno con mayor concentración de arcillas

de tipo illita, por lo que suponemos que el fenómeno de diagénesis tuvo influencia en el origen de la

sobrepresión.

(a)

(b)

Figura 4. a) Imagen de Microscopio Electrónico de Barrido (MEB) de esmectita analizada de núcleos y (b)

imagen de Energía Dispersiva de Rayos X(EDX) de un recorte de perforación.

La osmosis es definida como el movimiento espontáneo de agua de diferente salinidad a través de una membrana

semi-impermeable. El movimiento permanece hasta que la concentración de cada una de las soluciones se iguala

o hasta que la presión osmótica no permite el movimiento de la solución de baja concentración a la solución de

alta concentración. Investigaciones desarrolladas muestran que las lutitas funcionan como membranas semi-

permeables que sirven para que se originen sobrepresiones por fenómenos osmóticos, sin embargo, si las lutitas

presentan micro-fracturas este fenómeno no se lleva a cabo (Swarbrick, 1998). El estudio de los fenómenos

osmóticos como causal de sobrepresiones no ha sido desarrollado en México, quizá por la dificultada de probar

su origen y de determinar la magnitud de las presiones que originan en contraste con la magnitud de las presiones

originadas por el desequilibrio en la compactación, por ejemplo Swarbrick (1998) reporta valores para el Mar del

Norte de 435 psi con contrastes en las salinidades muy altos. La flotación por contraste de densidades como

causal de sobrepresiones es muy común en yacimiento con acumulación de hidrocarburos, sobre todo en

yacimientos con grandes buzamientos. El agua congénita por diferencia de densidad desplaza al hidrocarburo

echado arriba sobrepresionándolo. La sobrepresión generada depende de la altura de la columna de hidrocarburo

y del contraste entre su densidad y la del agua desplazante. En México, esta es una de las principales causas de

sobrepresiones y debe ser aditiva a la originada por la sobrecarga, por lo que siempre debe considerarse en el

diseño de la perforación, sobre todo en pozos exploratorios de frontera.

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A pesar de la amplia causal de sobrepresiones, todos los modelos de predicción basados en registros de pozo o

sísmica, fueron desarrollados para determinar la presión de poro solo cuando su origen es debido al

desequilibrio en la compactación y se fundamentan en la teoría de la compactación de las arcillas desarrollada

por Terzaghi (1948).

Teoría de la Compactación

Para entender el proceso de compactación causado por el esfuerzo de sobrecarga, emplearemos el modelo

descrito por Terzaghi y Peck (1948). Ellos plantearon algo que llamaron consolidación de las capas de arcilla,

donde observaron que la compresión de las capas de arcilla debido a un incremento en la carga se lleva a cabo

muy lentamente. Determinaron que el origen de una pequeña parte de esta lentitud es debida al ajuste gradual de

los granos de roca con el incremento de la presión y que la mayor parte de la lentitud es debido al tiempo

necesario para drenar el agua en la arcilla debido a su muy baja permeabilidad. También definieron que al

decremento gradual del contenido de agua bajo carga constante es la consolidación.

Figura 5. Modelo de consolidación de la arcilla (modificado de Terzaghi y Peck, 1948)

Para demostrar el proceso de consolidación de las capas de arcilla utilizaron un modelo físico que consistía de un

recipiente cilíndrico que tenía una serie de pistones separados por resortes. El espacio entre los pistones estaba

lleno con agua y los pistones estaban perforados (figura 5).

Cuando una carga (p) por unidad de área se aplica al pistón superior, la altura de los resortes en el primer instante

permanece sin cambio debido a que no ha transcurrido el tiempo suficiente para que algo de agua escape de entre

los pistones. Debido a que los resortes no soportan nada de carga hasta que la altura se reduzca, la carga (p) por

unidad de área debe a primera instancia ser soportada completamente por el agua en la arcilla, determinado por

un exceso en la presión del agua (ph=h1w). En esta etapa, el agua en cada uno de los tubos piezométricos

permanece a la altura (h1) medida al tiempo (t0). La densidad del agua contenida en el modelo esta representada

por (w).

Después de transcurrido un tiempo (t1), algo de agua habrá escapado del compartimiento superior, sin embargo,

los compartimientos inferiores estarán prácticamente llenos. El decremento en volumen del compartimiento

superior viene acompañado de la compresión de los resortes superiores, por consiguiente, los resortes superiores

empiezan a soportar una porción de la carga (p), después de lo cual la presión del agua en los compartimientos

superiores decrece. En los compartimientos inferiores las condiciones están todavía inalteradas, por lo que los

niveles de agua en los tubos piezométricos de los compartimientos inferior, están localizados sobre una curva (t1)

que coincide con la línea horizontal de elevación (h1). En la última etapa, los niveles de agua en los tubos se

localizan en la curva (t2) y finalmente, después de un periodo prolongado de tiempo, el exceso de presión ejercido

por el agua (Ph), debida a la carga (p) por unidad de área, llega ser muy pequeño. Se puede apreciar que en este

punto la altura (h1) se va aproximando a cero. De aquí que Terzaghi y Peck plantearon la ecuación siguiente:

upp .................................................................................................................................... (1)

Donde:

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p= p= presión de consolidación o esfuerzo de consolidación

= presión de consolidación soportado por el contacto entre los granos de la roca

u= ph = h1w = exceso de presión en el agua debida la presión de consolidación.

De este planteamiento se demuestra que si los fluidos atrapados o ligados a las rocas logran escapar, estas

contendrán una presión de poro normal, es decir una presión hidrostática, sin embargo, si la baja permeabilidad

impide que escapen, se generara una presión anormalmente alta debido al esfuerzo de sobrecarga. También se

demuestra que si los fluidos logran escapar del medio poroso, la roca se compacta, reduciendo su porosidad.

Hubbert y Rubey (1959) publicaron una teoría relacionada con la compactación de las rocas arcillosas;

establecieron que la sobrecarga se incrementa como resultado del sepultamiento de los sedimentos. El fluido que

una vez estuvo dentro de los poros de una formación, fue expulsado fuera de ésta por la compactación. En

muchos casos, no hay rutas de escape para los fluidos; de ser así, el fluido llega a sobrepresionarse de acuerdo a

la ecuación 2.

pPS ....................................................................................................................................... (2)

Donde:

S= Esfuerzo total o sobrecarga

Pp= Presión de poro

= Esfuerzo de sobrecarga o efectivo

Los autores demostraron que el esfuerzo de sobrecarga efectivo () soportado por la matriz depende únicamente

del grado de compactación de las arcillas, en pocas palabras se puede decir que el esfuerzo de sobrecarga efectivo

() crece continuamente con la compactación; siempre y cuando los fluidos tiendan a escapar de la matriz porosa.

Una manera de medir cuantitativamente el grado de compactación de las arcillas es la porosidad ().

Hottman y Johnson (1965) desarrollaron un método para estimar presiones de formación a partir del

comportamiento de la resistividad y el tiempo de tránsito en lutitas. Partieron de la idea de que la generación de

sobrepresiones en cuencas terciarias del Golfo de México, se debía principalmente al fenómeno de desequilibrio

en la compactación en las formaciones arcillosas y utilizaron los modelos de Terzaghi y Peck (1948), y Hubbert

y Rubey (1959) como base de su planteamiento. Para cuantificar la magnitud de la presión de los fluidos

atrapados en los poros, consideraron que un indicador del grado de compactación de una lutita es su porosidad

(), es decir, a mayor compactación menor porosidad y establecieron que un incremento en la porosidad de las

rocas lutiticas a una profundidad determinada (reducción en la compactación), depende de la cantidad de presión

de sobrecarga que soportan los fluidos contenidos en los poros de la formación (presión de poro). Si la presión de

poro es anormalmente alta, la porosidad será anormalmente alta para esa profundidad. Entonces, si la estimación

de la porosidad en las arcillas o lutitas es un indicador del grado de compactación en la roca, se pueden utilizar

registros de pozo indicadores de la porosidad para determinar el grado de compactación y de esta manera conocer

el valor de la presión de poro a determinada profundidad. Los registros de pozo que utilizaron fueron el de

resistividad y el sónico.

La variación de la porosidad respecto a la tendencia de compactación normal proporciona una herramienta para

detectar y evaluar presiones anormales mediante la medición de parámetros sensibles a la compactación. Entre las

principales propiedades petrofísicas se encuentran la resistividad, el tiempo de tránsito y la velocidad de la onda

sísmica. Estas propiedades son las más utilizadas en la planeación y diseño de la perforación de pozos.

Para el caso de la resistividad, una roca lutítica compactada con menor cantidad de agua (y menor porosidad

debido al escape de fluidos), es más resistiva que una roca lutítica menos compactada y con mayor cantidad de

agua (mayor porosidad debido a que el agua no escapo en la misma proporción). Basado en esto, se infiere que

una secuencia de sedimentos normalmente compactados debería proporcionar una tendencia de resistividades

incremental con la profundidad. Por lo que cualquier disminución en esta tendencia normal, sería indicativo de

una zona con presión anormalmente alta (figura 6a). Para el tiempo de tránsito se utilizó el mismo razonamiento

y se definió que el tiempo de tránsito de las formaciones disminuye con la profundidad. Esto es debido a la

compactación y a la consecuente disminución en la porosidad de las formaciones lutíticas. Una zona sobre-

presionada se ve reflejada por el incremento del tiempo de tránsito respecto a la tendencia normal (figura 6b).

Este incremento se debe al valor anormal de porosidad que presenta.

p

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(a)

(b)

Figura 6. (a) Comportamiento de la resistividad en una zona bajo compactada y (b) comportamiento del tiempo

de tránsito en una zona con porosidad anormalmente alta.

METODOLOGÍA PARA EL ANÁLISIS A TIEMPO REAL

Para el monitoreo a tiempo real de las sobrepresiones se hace necesario contar con información petrofísica y de

desviación tomados con una herramienta de telemetría mientras se perfora (MWD y LWD por siglas en ingles);

es deseable contar con curvas de densidad de la roca para calcular el esfuerzo de sobrecarga mientras se perfora,

sin embargo, en caso de no contar con información de densidad, se puede utilizar el esfuerzo de sobrecarga

derivado con registros de pozos de correlación, con sísmica o con un modelo regional; pero es imprescindible

contar con un registro litológico, rayos gamma o potencial espontáneo y con un registro indicador de la variación

de la porosidad como la resistividad o el tiempo de tránsito.

Se mencionó que todos los modelos de predicción basados en registros de pozo están fundamentados en la teoría

de la compactación, por lo que el éxito del pronóstico a tiempo real depende en gran proporción de la definición

regional o local del comportamiento de la compactación.

Análisis de Tendencias de Compactación

La mecánica de definición de tendencias normales consiste en identificar en un registro indicador de los cambios

de compactación la zona de presión normal y la zona de presión anormal. La zona de presión normal será aquella

parte del registro donde se observa un comportamiento lineal o tendencia. Con base en nuestra experiencia, se ha

observado que en México las zonas de presión normal se pueden encontrar en promedio hasta los 2000 m. Este

dato se puede utilizar como guía para definir la linealidad de esa zona. La zona de presión anormalmente alta se

establece según se ha definido con la teoría de compactación, es decir, una vez que los datos observados del

registro se separan de la tendencia normal. El proceso se repite para cada uno de los pozos del área en estudio. El

definir la linealidad del indicador de los cambios de compactación, nos permite trazar una tendencia o línea que

puede ser representada por un modelo matemático. La forma del modelo que describe el comportamiento de la

compactación normal para curvas de resistividad y tiempo de tránsito en México, se tomo con base en la función

exponencial planteada por Athy (Magara, 1978) sobre la compactación de lutitas en el norte de Oklahoma (ver la

figura 7a y 7b).

cD

n e0 ....................................................................................................................................... (3)

Donde:

n= Porosidad normal

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Abril del 2010 9

0= Porosidad en la superficie (ordenada)

D= Profundidad

c= Constante de compactación (pendiente)

(a)

(b)

Figura 7. (a) Modelo de Athy (1930) y (b) Modelo de compactación para resistividad de un pozo en México.

Los modelos que describe la tendencia de compactación normal para la resistividad (López-Solís, 2006) y el

tiempo de tránsito en este caso son:

cD

n eRR 0 ...................................................................................................................................... (4)

cD

n eTT 0 ................................................................................................................................. (5)

Donde:

Tn= Tiempo de tránsito normal

T0= Tiempo de tránsito en la superficie (ordenada)

Rn= Resistividad normal

R0= Resistividad en la superficie (ordenada)

Tradicionalmente para cada pozo se define una tendencia de compactación normal, sin detenerse a analizar la

implicación física de su definición. Pennebaker (1968) desarrollo una correlación (A-A’) en el sur de Texas para

demostrar la variabilidad de la tendencias de compactación normal; plantea que debido a que las rocas en el

continente son “más compactas” que en la costa, el tiempo de tránsito en superficie es mayor que el medido en el

fondo marino; y que además, la pendiente de los comportamientos es la misma a lo largo de la correlación (figura

8a). En México nos hemos dado a la tarea de analizar las tendencias de compactación para resistividad en mayor

medida, debido a que la mayoría de los pozos cuentan con esta información. De los análisis de puede concluir

que el comportamiento superficial es inverso al descubierto por Pennebaker para tiempo de tránsito, es decir,

disminuye la resistividad superficial en dirección a la cuenca oceánica (Velázquez-Cruz, 2009a) y que la

pendiente del comportamiento normal es la misma para tiempo de tránsito como para la resistividad (figura 8b).

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(a)

(b)

Figura 8. (a) Variación del tiempo de tránsito (Pennebaker, 1968) y (b) Variación de la resistividad normal

(Velázquez-Cruz, 2009a).

MONITOREO A TIEMPO REAL DE UN POZO

En la figura 9 se muestra el monitoreo de la resistividad a tiempo real durante la perforación de un pozo

(Jardinez-Tena, 2006). Como se puede observar en la figura 9a, al inicio de la perforación no se tiene manera de

saber con precisión el comportamiento de la tendencia de compactación normal, lo que puede conducir a errores

en el trazo de la tendencia de compactación y por consiguiente, en el cálculo de la magnitud de la presión de

poro; sin embargo, derivado del análisis del comportamiento de la compactación para la localidad, se puede saber

con mayor certeza el comportamiento normal de la resistividad (figura 9b).

(a)

(b)

Figura 9. (a) Posibles errores en la definición la tendencia normal y (b) Las plantillas de tendencias permiten

definir con precisión el comportamiento normal.

Un error en la toma de decisiones respecto al incremento de la densidad del lodo de perforación, conduciría a

generar problemas de pérdidas de circulación, pegaduras por presión diferencial, o más aun, problemas de

inestabilidad mecánica del agujero (derrumbes).

Con el desarrollo y uso de plantillas de tendencias de compactación normal se incrementa la certeza de la

determinación de geopresiones, por lo que la toma de decisiones se fundamenta técnicamente y no solo con base

en los “síntomas” del pozo.

PREDICCIÓN DE SOBREPRESIONES A TIEMPO REAL PARA LA PERFORACIÓN DE POZOS EN MÉXICO

Abril del 2010 11

La figura 10a y 10b muestra el monitoreo de las presiones a tiempo real en diferentes intervalos de tiempo y

profundidad, como se puede observar en las pistas derechas de las figuras, la tendencia normal de compactación

se definió desde el inicio de la perforación, lo que permitió llevar un seguimiento más preciso de la presión (PP)

respecto de la densidad del lodo (MW).

(a)

(b)

Figura 10. (a) Seguimiento de la presión a tiempo real a 500 m (día 3 de operaciones) y (b) Seguimiento de la

presión a tiempo real a 1000 m (día 4 de operaciones).

Por último, la figura 11 muestra el análisis final de presiones del pozo ejemplo, se puede observar como el peso

del lodo programado (MW prog) se ve rebasado en cierta etapa del pozo (sombreado rosa), por lo que se tuvo que

tomar la decisión de incrementar la densidad del lodo. El monitoreo a tiempo real, con una adecuada definición

del comportamiento de la compactación de las rocas, permite realizar prognosis más precisas de las geopresiones

y tomar decisiones fundamentadas con bases de Ingeniería y no solamente en “experiencias” y prácticas

operativas.

Figura 11. Análisis final del pozo monitoreado a tiempo real.

COLEGIO DE INGENIEROS PETROLEROS DE MÉXICO, A.C.

Abril del 2010 12

CONCLUSIÓN

Para realizar un análisis de sobrepresiones no basta con saber utilizar un software, sino que se debe tener una

noción bastante clara de los mecanismos que originan las sobrepresiones y asociarlos con el ambiente geológico

de la cuenca o localización en estudio. Una vez identificado el origen, se debe determinar cuales son los datos

aplicables para cada caso particular, efectuar un control de calidad de los mismos y estar en posibilidad de

seleccionar el modelo matemático, empírico o estadístico para las prognosis de presiones. Seleccionado el

modelo, se debe entender de que manera reproduce al sistema físico que deseamos conocer por anticipado y de

esta forma estar ciertos de que el pronostico que se lleve a cabo, será el más cercano a la realidad.

NOMENCLATURA

°C = Grado centígrado

CSG = Casing Points (Puntos de asentamiento de tuberías de revestimiento)

D = Profundidad

EDX = Energía Dispersiva de Rayos X

FG = Fracture Gradient (Presión de Fractura)

g/cc = gramos sobre centímetro cúbico

lb/gal = libras por galón

LWD = Logging While Drilling (Registros Mientras se Perfora)

MEB = Microscopia Electrónica de Barrido

MW = Mud Weight (Peso de lodo)

MWD = Measurement While Drilling (Mediciones Mientras se Perfora)

NaCl = Cloruro de Sodio

OBG = Overburden Gradient (Presión de Sobrecarga)

PP = Pore Pressure (Presión de Poro)

Pp = Presión de formación o poro

ppm = Partes por millón

psi = pound per square inch (libras por pulgada cuadrada)

S = Esfuerzo de Sobrecarga

S1 = Esfuerzo principal mayor

S2 = Esfuerzo principal intermedio

S3 = Esfuerzo principal menor

SH = Esfuerzo horizontal máximo

Sh = Esfuerzo horizontal mínimo

Sv = Esfuerzo vertical o de sobrecarga

r = Densidad volumétrica de la roca

= Esfuerzo de sobrecarga efectivo soportado por el grano

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