UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE PETRÓLEO COMISIÓN DE TRABAJOS DE GRADO
PROYECTO DE TRABAJO DE GRADO:
“Estimación del perfil de Presión de Poro y Gradiente de Fractura para la Localización Exploratoria Travi Este CX a partir de Data Sísmica y Registros de Pozos Vecinos” Realizado por: Jezika Villegas C.I. 17.359.646
Asesor Académico:
Asesor Industrial:
Ing, Aura Vilela
Ing. Luz Rojas Barcelona, Julio de 2010
UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE PETRÓLEO COMISIÓN DE TRABAJOS DE GRADO
PROYECTO DE TRABAJO DE GRADO:
“Estimación del perfil de Presión de Poro y Gradiente de Fractura para la Localización Exploratoria Travi Este CX a partir de Data Sísmica y Registros de Pozos Vecinos” Realizado por: Jezika Villegas C.I. 17.359.646
Asesor Académico:
Asesor Industrial:
Ing, Aura Vilela
Ing. Luz Rojas Barcelona, Julio de 2010
RESOLUCIÓN Según el artículo 41 del Reglamento de Trabajo de Grado: “ Los Trabajos de Grado son de exclusiva propiedad de la Universidad y sólo podrán ser utilizados a otros fines con el consentimiento del Consejo de Núcleo respectivo quien le participará al Consejo Universitario”.
iii
DEDICATORIA La vida me ha premiado con la bendición de haber nacido mujer, pero más aún de tener a una madre tan emprendedora, amable, cariñosa, exitosa y muy comprensiva; es por eso que todo mi trabajo y esfuerzo por finalizar mi carrera profesional se lo dedico a mi bella y hermosa madre, “Mi Viejita”, “Gertrudis” PAULINA PEDA, gracias Viejita por estar siempre allí. Este logro es por ti y para
ti. Igualmente les dedico esta faena a todas las mujeres emprendedoras que he conocido hasta ahora, pero muy especialmente a la Doctora Ligia Monterola y a la Doctora Linda Scope , por ser ese vivo y hermoso ejemplo de mujer a seguir.
AGRADECIMIENTOS
Después de una larga espera, la trayectoria de un camino arduo y el apoyo de muchas personas a mí alrededor, quiero aprovechar esta ocasión tan importante y valiosa para extenderles mis más sinceros y cordiales agradecimientos, tanto para aquellas que me acompañaron desde el comienzo, aquellas que estuvieron de paso y aquellas que de una u otra manera también aportaron directa o indirectamente para que este escalón de mi vida profesional se culminara, muchas gracias, los quiero y respeto mucho. Y aprovecho para recordarles a todos que esperan cumplir sus propósitos, que la “ Cima del éxito se alcanza con paciencia e inteligencia ” Jezika Villegas Peda
CONTENIDO RESOLUCIÓN....................................................................................................................................III DEDICATORIA..................................................................................................................................IV AGRADECIMIENTOS ........................................................................................................................V CONTENIDO ......................................................................................................................................VI ÍNDICE DE TABLAS.........................................................................................................................IX ÍNDICE FIGURAS ...............................................................................................................................X RESUMEN........................................................................................................................................ XIV CAPÍTULO I....................................................................................................................................... 16 EL PROBLEMA ................................................................................................................................. 16 1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ............................................................................................... 16 1.2 OBJETIVOS............................................................................................................................... 18 1.2.1 Objetivo General ................................................................................................................ 18 1.2.2 Objetivos Específicos.......................................................................................................... 18
CAPÍTULO II ..................................................................................................................................... 20 MARCO TEÓRICO ........................................................................................................................... 20 2.1 ANTECEDENTES........................................................................................................................... 20 2.2 FUNDAMENTOS TEÓRICOS DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA........................... 22 2.2.1 Presión de Poros de la Formación ..................................................................................... 22 2.2.2 Presión de Poro Normal..................................................................................................... 23 2.2.3 Presión de Poro Anormal ................................................................................................... 24 2.2.4 Conceptos de Esfuerzos ...................................................................................................... 25 2.2.5 Efectos de la compactación de las Rocas ........................................................................... 27 2.2.6 Clasificación de las Presiones de Formación..................................................................... 36 2.2.7 ¿Por Qué se debe Detectar las zonas de Sobre Presión?................................................... 36
2.3 GRADIENTE DE FRACTURA .......................................................................................................... 37 2.3.1 Evaluación del Gradiente de Fractura ............................................................................... 40
2.4 PRESIÓN DE SOBRECARGA........................................................................................................... 41 2.4.1 Evaluación del Gradiente de Sobrecarga........................................................................... 43
2.5 ORIGEN DE LAS PRESIONES ANORMALES .................................................................................... 44 2.5.1 Efectos de Compactación ................................................................................................... 44 2.5.2 Barreras de Permeabilidad ................................................................................................ 45 2.5.3 Diagénesis .......................................................................................................................... 46 2.5.4 Fenómeno Osmótico ........................................................................................................... 47 2.5.5 Formación de un Sello........................................................................................................ 47
2.6 ESTIMACIONES DE LAS PRESIONES DE FORMACIÓN ANTES DE LA PERFORACIÓN ........................ 48 2.6.1 Detección de la Sobre Presión............................................................................................ 48 2.6.2 Método de Velocidad Sísmica............................................................................................. 49 2.6.3 Análisis de la Velocidad ..................................................................................................... 50 2.6.4 Datos Sísmicos.................................................................................................................... 52 2.6.5 Velocidades Interválicas..................................................................................................... 53 2.6.6 Análisis de Reflexión........................................................................................................... 54
2.7 ESTIMACIONES DE LAS PRESIONES DE FORMACIÓN MIENTRAS SE PERFORA ............................... 59 2.7.1 Velocidad de Perforación (R.O.P)...................................................................................... 59 2.7.2 Análisis de los Datos de Comportamiento de Perforación................................................. 61 2.7.3 Exponente de Perforación “Dxc”....................................................................................... 64 2.7.4 Densidad de las Lutitas ...................................................................................................... 66 2.7.5 Medidas físicas y químicas sobre los cortes ....................................................................... 69 2.7.6 Análisis de los Cortes ......................................................................................................... 70 2.7.7 Determinación de la Presión de Fractura con pruebas de Presión
(LEAK OF
TEST) ...................................................................................................................................................... 72
2.8 ESTIMACIONES DE LAS PRESIONES DE FORMACIÓN DESPUÉS DE LA PERFORACIÓN .................... 76 2.8.1 Método de Registro Sónico y Resistividad.......................................................................... 78
CAPÍTULO III.................................................................................................................................... 82 UBICACIÓN ....................................................................................................................................... 82 3.2
Estratigrafía Regional..................................................................................................... 83
3.3
Modelo Estructural Regional.......................................................................................... 86
3.4 Formación Carapita como Roca Sello .................................................................................. 89 3.5 Descripción Geológica de la Localización............................................................................ 90
CAPÍTULO IV .................................................................................................................................... 95
DESARROLLO DE LA INVESTIGACIÓN.................................................................................... 95 4.1 ESCOGENCIA DE LA DATA DEL CUBO SÍSMICO DEL ÁREA Y LOS PERFILES ELÉCTRICOS DE LOS POZOS VECINOS DE LA LOCALIZACIÓN EXPLORATORIA TRAVI ESTE CX ...................................................... 95
4.2 CÁLCULO DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL ÁREA EN ESTUDIO A PARTIR DE LA SÍSMICA Y REGISTROS DE POZOS ............................................................................................................. 96
4.3 CALIBRACIÓN CON LA INFORMACIÓN DE PESOS DE LODO , LOT, MDT, DST, E HISTORIA DE PERFORACIÓN, DE LOS POZOS CON LAS CURVAS DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA CALCULADOS.............................................................................................................................................. 107
4.4 COMPARACIÓN DE LOS VALORES DE PRESIÓN OBTENIDOS A TRAVÉS DE LA DATA SÍSMICA Y LOS REGISTROS DE POZOS ................................................................................................................................. 108 4.5 ESTIMACIÓN DEL PERFIL DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA PARA LA LOCALIZACIÓN EXPLORATORIA TRAVI ESTE CX........................................................................................ 109
CAPÍTULO V.................................................................................................................................... 110 DISCUSIÓN DE RESULTADOS .................................................................................................... 110 5.1 ESCOGENCIA DE LA DATA DEL CUBO SÍSMICO DEL ÁREA Y LOS PERFILES ELÉCTRICOS DE LOS POZOS VECINOS DE LA LOCALIZACIÓN EXPLORATORIA TRAVI ESTE CX .................................................... 110
5.2 CÁLCULO DE LA PRESIÓN DE PORO Y EL GRADIENTE DE FRACTURA DEL ÁREA EN ESTUDIO A PARTIR DE LA SÍSMICA Y REGISTROS DE POZOS.......................................................................................... 110
5.3 CALIBRACIÓN CON LA INFORMACIÓN DE PESOS DE LODO , LOT, MDT, DST, E HISTORIA DE PERFORACIÓN, DE LOS POZOS CON LAS CURVAS DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA ESTIMADOS ................................................................................................................................................. 122
5.4 COMPARACIÓN DE LOS VALORES DE PRESIÓN OBTENIDOS A TRAVÉS DE LA DATA SÍSMICA Y LOS REGISTROS DE POZOS ................................................................................................................................. 130 5.5 ESTIMACIÓN DEL PERFIL DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA PARA LA LOCALIZACIÓN EXPLORATORIA TRAVI ESTE CX........................................................................................ 135
CONCLUSIONES............................................................................................................................. 140 RECOMENDACIONES................................................................................................................... 141 BIBLIOGRAFÍA............................................................................................................................... 142 METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO: ................................... 145
ÍNDICE DE TABLAS TABLA N° 1. TIEMPO DE TRÁNSITO PARA DIFERENTES MATRICES Y FLUIDOS DE FORMACIÓN [18]. .......................................................................................................................................... 50 TABLA N° 2. COORDENADAS DEL CUBO SÍSMICO DE CADA POZO
[22]
. .......................... 95
ÍNDICE FIGURAS FIGURA N° 1. PRESIÓN DE LOS FLUIDOS SUPERFICIALES FIGURA N° 2. PRESIÓN DE FLUIDO ANORMAL
[14]
[14]
........................................... 22
................................................................. 24
FIGURA N° 3. GRÁFICO DE EXPLICACIÓN TEÓRICA DEL MÉTODO DE BOWERS FIGURA N° 4. ORIENTACIÓN DE LOS ESFUERZOS DE LA ROCA
[14]
[14]
.25
................................. 27
FIGURA N° 5. MODELO DE COMPACTACIÓN DE LAS ROCAS DE TERZAGHI (1948)
[14]
.
.......................................................................................................................................................................... 28 FIGURA N° 6. ZONA DE TRANSICIÓN DE DIFERENTES DENSIDADES CON UN SELLO PERFECTO [14]............................................................................................................................................... 32 FIGURA N° 7. DECRECIMIENTO DE LA DENSIDAD VS PROFUNDIDAD Y UN AUMENTO DE LA PRESIÓN DE POROS
[14]
........................................................................................... 34
FIGURA N° 7. VARIACIÓN DE LA SOBRECARGA CON LOS CAMBIOS DE DENSIDADES [14]
. .................................................................................................................................................................... 35 FIGURA N° 8. VALORES DE POISSON EN FUNCIÓN DEL GRADIENTE DE
SOBRECARGA Y LA PROFUNDIDAD
[15]
................................................................................................ 40
FIGURA N° 9. VELOCIDADES INTERVÁLICAS
[18]
.................................................................. 54
FIGURA N° 10. PROCESAMIENTO CORRECTO DE LAS VELOCIDADES INTERVÁLICAS PARA LA ESTIMACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO
[19]
...................................... 55
FIGURA N° 11. COMPARACIÓN DE CÁLCULO DE PRESIÓN DE PORO ANTES DE LA PERFORACIÓN Y DESPUÉS DE LA PERFORACIÓN
[19]
..................................................................... 58
FIGURA N° 10. GRÁFICO DE COMPORTAMIENTO DE LA R.O.P MIENTRAS SE PERFORA
[20]
. ............................................................................................................................................... 61
FIGURA N° 13. CORRELACIÓN ENTRE EL REGISTRO DE TASA DE PENETRACIÓN Y EL REGISTRO INDUCCIÓN ELÉCTRICA
[20]
. ....................................................................................... 63
FIGURA N° 14. DIAGRAMA ESQUEMÁTICO DEL D´EXPONENTE EN UNA ZONA SOBRECOMPACTADA (UNDERCOMPACTED)
[20]
. ............................................................................. 66
FIGURA N° 19. GRÁFICO DE VARIACIÓN DE DENSIDAD DE LA LUTITA
[20]
. ................. 70
FIGURA N° 22. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LA LOCALIZACIÓN TRAVI ESTE CX
[22]
.......................................................................................................................................................................... 82 FIGURA N° 23. CARTA DE CORRELACIÓN ESTRATIGRÁFICA EN SENTIDO NORTE – SUR A LO LARGO DE LA CUENCA ORIENTAL
[22]
FIGURA N° 24. ESTRUCTURA REGIONAL
. ............................................................................ 83
[22]
. .......................................................................... 86
FIGURA N° 25. MAPA ESTRUCTURAL AL TOPE DE LA FORMACIÓN NARICUAL MOSTRANDO LOS RASGOS ESTRUCTURALES PRINCIPALES. SE APRECIAN, LOS CORRIMIENTOS: TRAVI-JUSEPÍN (MARRÓN), TRV-4 – COTOPERÍ (AZUL) Y TRAVI NORTE (VERDE) [22]..................................................................................................................................................... 88 FIGURA N° 26. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA GENERALIZADA DE LA CUENCA ORIENTAL DE VENEZUELA
[22]
. .............................................................................................................. 90
FIGURA N° 27. PROGNOSIS LITOESTRATIGRÁFICA Y PROFUNDIDADES DE LOS TOPES ESTIMADOS PARA EL PROSPECTO TRAVI ESTE – CX
[22]
. ............................................... 91
FIGURA N° 28. GRÁFICO DE IMPORTACIÓN DE DATOS PARA ESTIMACIÓN DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL POZO SBC-130X. ............................... 102 FIGURA N° 29. GRÁFICO DE IMPORTACIÓN DE DATOS PARA ESTIMACIÓN DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL POZO SBC-136. .................................. 103 FIGURA N° 30. GRÁFICO DE IMPORTACIÓN DE DATOS PARA ESTIMACIÓN DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL POZO TRV-2X.................................... 104 FIGURA N° 31. GRÁFICO DE IMPORTACIÓN DE DATOS PARA ESTIMACIÓN DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL POZO TRV-3. ..................................... 105 FIGURA N° 32. GRÁFICO DE IMPORTACIÓN DE DATOS PARA ESTIMACIÓN DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL POZO TRV-4. ..................................... 106
.
FIGURA N° 33. PERFIL DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL POZO SBC-130X.......................................................................................................................................... 113 FIGURA N° 34. PERFIL DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL POZO SBC-136............................................................................................................................................. 115 FIGURA N° 35. PERFIL DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL POZO TRV-2X............................................................................................................................................. 117 FIGURA N° 36. PERFIL DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL POZO TRV-3................................................................................................................................................ 119 FIGURA N° 37. PERFIL DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL POZO TRV-4X............................................................................................................................................. 121 FIGURA N° 38. PUNTOS DE CALIBRACIÓN P.I.P, M.D.T, CURVA DE LODO Y REVESTIDORES SBC-130X...................................................................................................................... 123 FIGURA N° 39. PUNTOS DE CALIBRACIÓN P.I.P, M.D.T, CURVA DE LODO Y REVESTIDORES SBC-136......................................................................................................................... 125 FIGURA N° 40. PUNTOS DE CALIBRACIÓN P.I.P, M.D.T, CURVA DE LODO Y REVESTIDORES TRV-2X......................................................................................................................... 126 FIGURA N° 41. PUNTOS DE CALIBRACIÓN P.I.P, M.D.T, CURVA DE LODO Y REVESTIDORES TRV-3......................................................................................................................... 127 FIGURA N° 42. PUNTOS DE CALIBRACIÓN P.I.P, M.D.T, CURVA DE LODO Y REVESTIDORES TRV-4X......................................................................................................................... 129 FIGURA N° 44. GRÁFICA DE CÁLCULO DE PRESIÓN DE PORO, GRADIENTE DE FRACTURA Y SOBRECARGA CON DATOS SÍSMICOS PARA EL POZO SBC-136. .................... 131 FIGURA N° 45. GRÁFICA DE CÁLCULO DE PRESIÓN DE PORO, GRADIENTE DE FRACTURA Y SOBRECARGA CON DATOS SÍSMICOS PARA EL POZO TRV-2X...................... 132 FIGURA N° 46. GRÁFICA DE CÁLCULO DE PRESIÓN DE PORO, GRADIENTE DE FRACTURA Y SOBRECARGA CON DATOS SÍSMICOS PARA EL POZO TRV-3......................... 133
FIGURA N° 47. GRÁFICA DE CÁLCULO DE PRESIÓN DE PORO, GRADIENTE DE FRACTURA Y SOBRECARGA CON DATOS SÍSMICOS PARA EL POZO TRV-4X...................... 134 FIGURA N° 48. ESTIMACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA PARA LA LOCALIZACIÓN TRAVI ESTE CX A PARTIR DE LA LITOLOGÍA DEL POZO SBC130X............................................................................................................................................................... 136 FIGURA N° 49. ESTIMACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA PARA LA LOCALIZACIÓN TRAVI ESTE CX A PARTIR DE LA LITOLOGÍA DEL POZO TRV4X................................................................................................................................................................... 137 FIGURA N°50. SECCIÓN GEOLÓGICA SUR-OESTE, NOR-ESTE DEL CAMPO TRAVI 138 FIGURA N° 51.SECCIÓN GEOLÓGICA NOR-OESTE, SUR-ESTE DEL CAMPO SANTA BARBARA.................................................................................................................................................... 139
RESUMEN En la cuenca Oriental de Venezuela, en la sub-cuenca de Maturín, es muy común encontrar dentro de la secuencia lutítica de la Formación Carapita zonas altamente Presurizadas como producto de la alta tasa de sedimentación de dicha secuencia. Éstas zonas de altas presiones representan un alto riesgo durante la perforación de los pozos, por lo que es importante predecir la magnitud de dichas presiones para garantizar el éxito de la perforación. La magnitud de la presión de poro y el gradiente de fractura puede calcularse antes de la perforación con información obtenida de datos sísmicos y pozos vecinos, durante la perforación con los parámetros de la perforación y después de la perforación con los datos de los perfiles eléctricos de los pozos. El objetivo de este estudio fue la predicción de la presión de poros y el gradiente de fractura para la localización exploratoria Travi Este-CX, ubicado en el campo Travi al Norte del estado Monagas; usando el programa de computación Drillwoks Predict version 10.5, primero con la información de los pozos vecinos, con la que se logró definir la presión de poro y el gradiente de fractura para cada pozo, y de igual manera se realizó la estimación de la geopresión y el gradiente de fractura con las velocidades interválicas obtenidas de la data Sísmica pero con éstas no se logró estimar de manera efectiva la magnitud de la presión de poro y gradiente de fractura para localización exploratoria Travi Este-CX, debido a la poca calidad del procesamiento de los datos sísmicos necesaria para realizar las estimaciones. Por lo que fue necesario realizar un “top table” es decir una proyección de la presión de poros, desde los topes litológicos del pozo vecino ya perforado con los topes litológicos estimados para la localización Exploratoria Travi Este CX.
Hoy en día el campo Travi es un área productora rentable, por lo que continúa siendo un prospecto para futuras perforaciones, y con el conocimiento previo de toda la cuenca, y la información de los pozos existentes, se justifica, la estimación de las geopresiones para una mejor planificación de las próximas perforaciones, porque el conocimiento de éstas magnitudes, permite realizar un diseño de asentamiento de revestidores, un buen programa de densidades de lodo para perforar cada formación y reducir los problemas operacionales. Por razones de procesamiento de la información suministrada, la estimación del perfil de presión de poros para la localización exploratoria Travi Este CX, se estimo por similitudes de formaciones litológicas con los pozos vecinos TRV-4X y SBC-130X.
CAPÍTULO I EL PROBLEMA 1.1 Planteamiento del Problema Debido al intenso crecimiento de la demanda de productos de la industria petroquímica, fuente principal de energía disponible, es indispensable que se incrementen los conocimientos de los diferentes estudios de los procesos de generación y acumulación del petróleo. Venezuela, país petrolero por excelencia, requiere de profesionales altamente capacitados en la exploración, explotación y transformación de este recurso natural almacenado en el subsuelo. Esa demanda permite la exploración de nuevos campos, para determinar zonas con potencial activo para la industria de los hidrocarburos, por lo que se debe realizar una búsqueda avanzada de posibles áreas prospectivas. En la actualidad, la gerencia de operaciones exploratorias de Petróleos de Venezuela, S.A (PDVSA) División Oriente, cuenta con una amplia data de pozos exploratorios del campo Travi y sus campos vecinos, Santa Bárbara y Jusepín ubicados al Norte del Estado Monagas.
Durante la perforación, los pozos
alcanzaron la profundidad de la arena productora de la Formación Naricual del Campo Travi comprendidas entre la edades geológicas del Mioceno y el Oligoceno, yacimiento que se encuentra entrampado con una roca sello llamada Formación Carapita de la era del Mioceno, esta roca sello presenta una presión por encima del valor de la presión de poros normal, producto del fluido altamente conductivo y poco resistivo almacenado en ella y por el efecto de compactación de los sedimentos, por lo que se estima que es un área de sobrepresión, también llamado presión anormal, geopresión o sobre presurizada.
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Los campos antes mencionados se encuentran en La Cuenca Oriental de Venezuela la cual está situada en la zona Centro-Este de Venezuela y se encuentra sub-dividida en dos sub-cuencas que son la sub-Cuenca de Guárico y la sub-Cuenca de Maturín, en esta última es muy común encontrar Formaciones geológicas sobre-presurizadas debido entre otras causas a la sedimentación rápida en las secuencias deltáicas jóvenes, por lo que es necesario estimar las magnitudes de las presiones para minimizar los riesgos operacionales que se puedan presentar durante la perforación. Estas estimaciones inicialmente se realizan a través de velocidades interválicas obtenidas de la sísmica y registros de pozos vecinos, si existen. Generalmente las velocidades interválicas tomadas de la sísmica a menudo no son ideales para estimar las presiones de poro, ya que son procesadas en intervalos muy amplios en el muestreo y es necesario realizar una correcta estimación, calibrando las presiones estimadas de la sísmica con información de registros de pozos, pruebas de integridad, peso del lodo y medidas directas de la presión de poro con Rational Functional Tester (RFT), Drill Stem Test (DST) y Modular Formation Dynamics Tester (MDT). La gerencia de operaciones geológicas de PDVSA tiene previsto perforar un nuevo pozo en los bloques exploratorios del Campo Travi ubicados al Noroeste del estado Monagas. Para la iniciación de la perforación del pozo de la localización TRAVI ESTE-CX inicialmente la empresa cuenta con información de pozos vecinos, y con la interpretación sísmica. Los pozos perforados en estos campos, han presentado problemas operacionales en las zonas sobre presurizadas, por lo que es indispensable comprender los principios físicos de estas presiones anormales que se presentan durante la perforación dentro de estos campos tanto en la sección Alóctona y como la sección Autóctona de la formación Carapita la cual es una lutita y así reducir los problemas operacionales que se puedan presentar.
18
La finalidad de este estudio es poder estimar el perfil de presión para la localización exploratoria TRAVI ESTE CX partiendo de los datos sísmicos y los perfiles eléctricos de los pozos vecinos seleccionados. Realizando una buena calibración entre éstos, ya que la sísmica por sí sola no representa un análisis óptimo de las evaluaciones de la presión de poro y el gradiente de fractura.
1.2 OBJETIVOS 1.2.1 Objetivo General Estimar el perfil de presión de poro y gradiente de fractura para la localización exploratoria Travi Este CX a partir de data sísmica y registros de pozos vecinos.
1.2.2 Objetivos Específicos 1.
Escoger la data del cubo sísmico del área y los perfiles eléctricos de los pozos vecinos de la localización exploratoria Travi Este CX.
2.
Calcular la presión de poro y el gradiente de fractura del área en estudio desde la sísmica y los registros.
3.
Calibrar la información de pesos de lodo, LOT, MDT, DST, e historia de perforación, de los pozos con las curvas de presión de poro y gradiente de fractura calculados.
4.
Comparar los valores de presión obtenidos a través de la data sísmica y los registros de pozos.
19
5.
Estimar el perfil de presión de poro y gradiente de fractura para la localización exploratoria Travi Este CX.
CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO 2.1 Antecedentes Desde el nacimiento de la industria de los hidrocarburos hace 150 años, en la ciudad de Titusville en Pensilvania EEUU, el 27 de agosto del año 1859 , donde se perforó el primer pozo para la extracción de petróleo en representación de la Seneca Oil Company y liderado por el coronel Edwin Drake, surgieron muchos estudios especializados, pero la mayoría se enfocaron solo en la zona geológica que contiene el recurso no renovable. Pero al encontrarse entrampado en un ambiente sedimentario subterráneo se creó la necesidad de estudiar lo que rodea como por ejemplo las propiedades físicas de las rocas sellos que son las que permiten que el fluido no migre hacia otras zonas. Muchos autores se dedicaron a explicar el fenómeno de formación del petróleo y entre esas explicaciones crearon una serie de ecuaciones e interpretaciones gráficas que a continuación se relatan: Desde el año 1957 al año 1979, los trabajos presentados por Hubbert, M.K. y Willis, D.C. (1958) demostraron que el efecto del incremento del esfuerzo efectivo, inducido por la producción de los fluidos del yacimiento, sobre la porosidad y permeabilidad, no es sólo significativo cuando ambas propiedades son elevadas, sino que también debe ser considerado cuando éstas tiene valores bajos; al mismo tiempo que concluyen acerca de la importancia de la trayectoria de esfuerzos sobre la permeabilidad vertical, horizontal y la porosidad. Esta demostración aportará para este estudio la interpretación de los esfuerzos de las rocas [1].
21
Clark, Jr (1961) acuñó el término "exceso de presión tectónica" durante su discusión de compresión tectónica en el Golfo de Mexico [2]. Dickey, Ea y Cols. (1968) interpretaron las teorías desarrolladas sobre la base de fallas. Con estos estudios se podrán comprender los movimientos geológicos de la corteza
[3]
.
Rieke, Hh y Chiligarian, Gv (1974), Magara, K (1974) y Plumley, Wj (1980) examinaron la compactación como un mecanismo de "desequilibrio" anormal que causa la presión del líquido. Basándonos en lo que realizaron estos científicos interpretaremos las fuerzas que pueden generar los fluidos entrampados en las rocas sedimentarias [4], [5],[6]. Según Gilreath, Ja (1968)[7], Johnson, Ha y Bredeson, Dh (1971) el diapirismo de sal y lutitas, fue el responsable de la creación de unos entornos de presión anormal en el Golfo de Mexico. Con estos estudios subsecuentes se podrá deducir que los minerales contenidos en la roca y los fluidos también pueden generar sobrepresiones [7]. Harkins, kl y Baugher, Jw (1969), Kharaka, Jk y cols. (1973), Donaldson (1980) [8],[9], [10] examinaron la influencia de la temperatura de formación anormal en el mantenimiento de las presiones de fluido anormalmente altas (especialmente en la Costa del Golfo de los Estados Unidos). Hanshaw (1967) B y Bredehoeft, Jd (1968) [11] investigaron Los cambios de fase de los minerales durante la diagénesis y catagénesis Hanshaw, B y Zen, E (1965) Swarbrick, Re y Osborne, Mj (1997) analizaron todo lo referente a presiones osmóticas.
[12] [13]
,
22
2.2 Fundamentos Teóricos de Presión de Poro y Gradiente de Fractura 2.2.1 Presión de Poros de la Formación Para entender las fuerzas responsables de las presiones de los fluidos en el subsuelo de un área dada se deben considerar los procesos geológicos que ocurrieron previamente. Una de las distribuciones de presión más comunes y más simples ocurre en los sedimentos someros que fueron depositados lentamente en un ambiente deltáico (Figura 1).
Figura N° 1. Presión de los fluidos superficiales
[14]
.
Cuando el material detrítico que es llevado por los ríos hacia el mar sale de la suspensión y se deposita, los sedimentos así formados inicialmente no son consolidados ni compactos, y por lo tanto, tienen una relativa alta porosidad y permeabilidad. El agua de mar mezclada con estos sedimentos se mantiene comunicada con el agua de mar y esta a la presión hidrostática. Una vez que ha ocurrido la deposición, el peso de las partículas sólidas está soportado por los puntos de contacto grano con grano, y las partículas sólidas asentadas no tienen influencia sobre la presión hidrostática del fluido situado debajo. De modo que la presión hidrostática del fluido contenido dentro del espacio poroso de los
23
sedimentos depende solamente de la densidad del fluido. A medida que aumenta la profundidad de enterramiento, mediante la deposición sucesiva y continúa de sedimentos, los granos de roca depositados previamente, estarán sujetos a mayor carga, a través de los puntos de contacto grano a grano. Esto causa un realineamiento de los granos a un espaciamiento más cercano, resultando en un sedimento más compactado y de más baja porosidad. A medida que ocurre la compactación se expele agua continuamente del espacio poroso decreciente. Sin embargo, siempre que exista una trayectoria del flujo siempre permeable hacia la superficie, el gradiente de potencia de flujo hacia arriba que se requiere para expeler el agua de compactación será muy pequeño, por lo que se mantendrá el equilibrio hidrostático [14]. Así, la presión hidrostática se puede calcular por
P H
= 0,052 * ρ fluido * h
(Ecuación 1)
Pp = Presión de los fluidos de la formación o presión de poros en lbs/pulg2 ρ
fluido = Densidad del fluido en lbs-galón
h = Profundidad en pies 0,052 = Constante conversión
2.2.2 Presión de Poro Normal Se dice que una presión de poros es normal cuando es causada solamente por la columna hidrostática del agua connata contenida en los poros de la formación y existe comunicación con la superficie. El punto de contacto con la superficie no tiene que ser necesariamente el nivel del mar [14].
24
2.2.3 Presión de Poro Anormal En muchos casos, se encuentra que la presión de formación es mayor que la presión normal para esa profundidad. Las presiones de formación anormales (Figura 2) se encuentran en la mayoría de las cuencas sedimentarias del mundo y los mecanismos que lo pueden causar son:
• Efectos de la compactación. • Efectos diagenéticos. • Efectos de densidad diferencial. • Efectos de la migración de fluidos.
Figura N° 2. Presión de fluido anormal
[14]
.
El método de Bowers usa la lentitud del Registro sónico y parámetros determinados empíricamente para establecer el esfuerzo efectivo vertical, el cual
25
es entonces sustraído de la sobrecarga (esfuerzo vertical total) para calcular la presión de poro. Este método puede usarse para predecir la presión de poro causada tanto por desequilibrios en la compactación como por el efecto de una fuente mecánica. Con las ecuaciones 11 y 12 se realiza el cálculo de la presión de poro con el Método de Bowers. Bowers modifica la ecuación de Eaton que solo toma en cuenta el efecto de la sobre-compactación para cálculo de presión de poro agregando un valor empírico “U” denominado descarga durante el enterramiento (unloading), esto no es más que la suma de la sobre-compactación con el fluido contenido entrampado en la roca, (Figura 3) [14].
Figura N° 3. Gráfico de explicación teórica del Método de Bowers
[14]
.
2.2.4 Conceptos de Esfuerzos A diferencia de los líquidos, los cuales pueden oponerse a cargas iguales en todas direcciones (distribución isotrópica), los sólidos pueden soportar cargas diferentes en una gran variedad de direcciones.
26
Cuando un sólido está sujeto a fuerzas externas (por ejemplo, a fuerzas ejercidas en un testigo de roca), éste reacciona redistribuyendo internamente las fuerzas, llamadas esfuerzos (stresses). Ésto difiere en dos importantes vías comparado con los líquidos:
• Difiere en su dirección espacial: Para un esfuerzo dado puede tener cualquier orientación.
• Hay dos tipos: Estos difieren de acuerdo a como es aplicada la carga. Si la carga es aplicada perpendicularmente a la superficie en cuestión, el esfuerzo es llamado a ser normal, y puede ser compresivo o de tensión. Las cargas tangenciales para una superficie dada produce lo que es conocido como tensión de cizalla (shear stress). Trabajos de campo en esfuerzos aplicados a la roca a menudo asume un modelo simplificado para minimizar los cálculos necesarios. Este modelo asume que en cualquier punto de la roca, existen tres planos de orientación desconocida, pero interceptándose en ángulo recto, y sujetos solamente a un esfuerzo normal. Para una roca dada, estos son llamados esfuerzos principales probablemente difiriendo el valor uno del otro. La combinación de la gravedad más la tectónica tiende a orientar el esfuerzo principal en uno vertical ( σz) y dos horizontales ( σx,y) (Figura 4) La roca está siempre bajo cargas estáticas por compresión vertical, así que el esfuerzo total resultante será un vector cuyos componentes serán el esfuerzo de compresión vertical y el esfuerzo de compresión horizontal. Los esfuerzos horizontales actúan en pares, ya sea uno principal y uno secundario, o ambos principales. Una columna de roca entre estos esfuerzos tenderá a comprimirse y a moverse como un esfuerzo cortante.
27
Figura N° 4. Orientación de los esfuerzos de la roca
[14]
.
La actual orientación del componente del esfuerzo varía, pero generalmente uno de estos aproximadamente corresponde al componente vertical. El modelo además asume que el valor del esfuerzo vertical es igual a la Presión de sobrecarga (Overburden Pressure) en un área tectónica "distendida" el esfuerzo principal menor es el componente horizontal. La importancia de esto es que el esfuerzo principal menor, y la presión de fluido de la formación, controlan la cantidad de presión necesaria para abrir fracturas en la formación. Si por ejemplo la presión del lodo excede la presión del fluido de formación más el esfuerzo principal menor, ocurrirán fracturas y pérdidas de circulación [14].
2.2.5 Efectos de la compactación de las Rocas El agua contenida en los poros se expande a medida que aumenta la profundidad de enterramiento y aumenta la temperatura, mientras que el espacio poroso se reduce por el aumento de la carga geostática.
28
Figura N° 5. Modelo de compactación de las rocas de Terzaghi (1948)
[14]
.
Así, la presión de formación normal se puede mantener solamente si existe una trayectoria de suficiente permeabilidad para permitir que el agua de las formaciones escape fácilmente. Para ilustrar este principio, en la Figura 5 se ve un modelo simple de mecánica de suelos. En este modelo los granos de roca están representados por pistones que se contactan unos con otros a través de un resorte. El agua connata que llena el espacio entre los pistones tiene una trayectoria de flujo natural hacia la superficie. Sin embargo, esta trayectoria puede ser restringida (representada por la válvula del modelo). Los pistones son cargados por el peso de la sobrecarga geostática σ sob, a la profundidad dada de enterramiento. Soportando esta carga están: 1- El soporte proporcionado por el esfuerzo vertical del contacto grano a grano o el esfuerzo de la matriz σZ y 2- la presión de poros P p . De modo que se tiene:
σ Sob
= σ Z + P p
(Ecuación 2)
29
Siempre y cuando el agua de los poros pueda escapar tan rápido como se requiera por la tasa de compactación natural, la presión de poros permanecerá igual a la hidrostática. El esfuerzo de la matriz continuará aumentando a medida que los pistones se acerquen el uno al otro, hasta que el esfuerzo de sobrecarga es balanceado. En una cuenca sedimentaria real, si durante el curso de la subsidencia, el fluido contenido inicialmente en los poros puede escapar libremente hacia la superficie, posiblemente, a través de canales permeables continuos, se presentan los siguientes fenómenos: a. La porosidad decrecerá continuamente con la profundidad de enterramiento. b. La presión de poros (p p) siempre es aproximadamente igual a la hidrostática. c. El esfuerzo vertical de la matriz de la roca (σZ) será siempre un máximo. d. La lutita estará normalmente compactada Sin embargo, si la trayectoria del flujo de agua hacia la superficie es bloqueada o restringida, el esfuerzo de sobrecarga creciente causará presurización del agua que contienen los poros sobre la presión hidrostática. El volumen poroso, también permanecerá mayor que el normal para una profundidad de enterramiento dada. La pérdida natural de permeabilidad mediante la compactación de sedimentos de grano fino, tal como lutitas o evaporitas, puede crear un sello, que puede desarrollar la creación de una presión anormal. En este caso, si los fluidos solamente pueden escapar de los poros con dificultad, se presentarán los siguientes fenómenos:
30
• La porosidad sólo decrecerá ligeramente con la profundidad de enterramiento
• La presión de poros crecerá por encima de la presión normal • σZ decrecerá por debajo del máximo • La arcilla estará sub-compactada. De esta forma, la subcompactación es un resultado de la presencia de barreras de permeabilidad que rodean a la arcilla que impiden que la presión de poros alcance el equilibrio hidrostático. Al no poder escapar el agua intersticial de la matriz de la roca, bajo la sobrecarga, una gran parte de ésta transmite su presión a cualquier yacimiento que esté por debajo de esta. Se debe hacer notar que este fenómeno solamente ocurre cuando la matriz es compresible, como en el caso de las lutitas. Esto no ocurre, por ejemplo, en areniscas puras, en las cuales la estructura física inicial es tal, que la matriz es incompresible y soporta la presión geostática o de sobrecarga sin transmitirla a los fluidos que están en sus poros. Sin embargo, los lentes de arenas intercalados en una lutita masiva forman un recipiente ideal de presiones anormales y son un peligro potencial en perforación. Existen varias causas para la formación de barreras de permeabilidad, que varían ampliamente en su efectividad. Se pueden clasificar según su origen en barreras físicas, químicas o una combinación de la dos. Las principales causas de barreras de permeabilidad son: a. Sedimentos de evaporitas: Por ejemplo la deposición de una evaporita sobre una sección de arcilla estaría subyacente a una capa de roca impermeable que impide que los fluidos escapen de los poros. La barrera es perfecta.
31
b. Actividad tectónica: Una actividad tectónica grande puede resultar en fallas y subsidencia rápida de bloques de fallas produciendo restricción del escape de fluidos. c. Sedimentación rápida: La deposición rápida de sedimentos, muy común en cuencas deltáicas, causan que las arcillas sean subcompactadas, ya que el fluido de los poros no tiene suficiente tiempo
para
escapar.
Este
es
el
caso
más
común
de
subcompactación. El sello no es perfecto, en este caso. Dependiendo de la calidad de la barrera de permeabilidad se podría encontrar una zona de transición. Se deben considerar dos casos:
• Si la capa de roca impermeable efectúa un sello perfecto (como en el caso de una sal), la lutita habrá sido preservada en su estado inicial de compactación. En este caso no habrá zona de transición.
• En la lutita, los fluidos contenidos en los poros soportarán parte de la presión de sobrecarga, y estará por consiguiente sobrepresionada (presión anormal), aún cuando arriba de la capa de roca impermeable el gradiente de presión será normal dependiendo de la densidad de los fluidos en el sitio (Figura 6).
32
Figura N° 6. Zona de transición de diferentes Densidades con un sello Perfecto
[14]
.
Sin embargo el gradiente de compactación dentro de las lutitas mantendrá la misma función de su peso como en su deposición. Hay dos puntos que se deben observar:
a) La densidad de equilibrio disminuirá durante la penetración de las lutitas con presión normal. Como es imposible reducir la densidad de lodo sin bajar tubería, siempre existirá el riesgo de que ocurra una pérdida de circulación o un atascamiento por presión diferencial en el fondo del pozo.
33
b) La densidad de lutitas disminuirá bruscamente después de la perforación de la capa impermeable, y luego aumenta suavemente con la profundidad siguiendo una tendencia normal. Si la capa de roca impermeable efectúa un sello parcial (como en el caso de lutitas o formaciones fracturadas) habrá un flujo de fluido de los poros saliendo de la zona de presión anormal hacia la zona de presión normal. Los niveles superiores de la zona
de presión anormal tenderán a
recompactarse a medida que sale parte de su fluido intersticial. Las partes más profundas de la zona sufrirán menos desahogo de fluido debido al aumento de las caídas de presión: La recompactación parcial de las lutitas cerca de la roca impermeable da como resultado que soporte una mayor parte de la presión de sobrecarga, reduciendo así la presión de poros. Al comienzo c omienzo de la penetración de una zona de presión anormal, la situación dinámica, resulta de una inversión del gradiente de compactación de las lutitas (decrecen en densidad Vs profundidad) y un aumento de la presión de poros, siguiendo un gradiente mucho mayor que el de los fluidos en sitio (Figura 7).
34
Figura N° 7. Decrecimiento de la Densidad Vs Profundidad y un aumento de la presión de poros [14].
Después de la zona de transición, el gradiente de presión generalmente evoluciona paralelamente al de sobrecarga, pero también se encuentran casos en que la presión de poros retorna hacia presiones más bajas (Figura 7). Los cambios de la densidad bruta de las lutitas con la profundidad están relacionados, principalmente, con el cambio de la porosidad de los sedimentos con la compactación. La densidad de los granos de los minerales comunes que se encuentran en depósitos sedimentarios, no varían mucho, y generalmente, se pueden asumir como constantes a un valor promedio representativo. Esto también es aplicable a la densidad de los fluidos contenidos en los poros.
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La densidad bruta a una profundidad dada está relacionada con la densidad de los granos ρg, la densidad de los fluidos contenidos en los poros de la formación, ρfl y la porosidad φ. Como sigue:
ρ b = ρ g * (1−φ ) + ρ fluido*φ
(Ecuación 3)
Figura N° 7. Variación de la Sobrecarga con los cambios de Densidades
[14]
.
En áreas de significante actividad de perforación, el cambio de la densidad bruta con la profundidad generalmente se determina por los métodos de registros convencionales [14].
36
2.2.6 Clasificación de las Presiones de Formación Presión Subnormal.- Si la presión es menor al gradiente hidrostático entonces se define como una presión subnormal; es decir, cuando la presión normal es menor a la presión hidrostática de la columna de fluido de formación y es menor a un gradiente [15]. Presión Normal.- Es igual a la presión hidrostática ejercida por una columna de agua de una densidad específica y que se extiende desde la superficie hasta la profundidad de la formación. La presión hidrostática es proporcional al peso del fluido y a la columna del mismo, sin embargo no se ve afectada por la forma o tamaño del hoyo. Se ve afectada también por la concentración de sólidos disueltos, así como por el gradiente de temperatura. El gradiente normal de presión en la mayoría de los yacimientos es 0,422 Lpc/pie, el cual equivale a 8,5 Lpc/pies de peso de lodo equivalente. Esto significa que la salinidad del fluido es aprox. 20.000 ppm. Algunas áreas tienen un gradiente de agua fresca de 0,433 Lpc/pie o 8,33 Lpc/pies [15]. Presión Anormal.- Un gradiente de presión que exceda el calculado para la presión hidrostática está en presencia de una presión anormal, cuando es mayor a la presión hidrostática de los fluidos de la formación. Llamadas también sobrepresión (Overpressure) son aquellas presiones de formación en las que la presión del fluido contenido en los espacios porosos de la roca, es mayor que la presión de la columna hidrostática conteniendo agua salada a la profundidad de la formación [15]. 2.2.7 ¿Por Qué se debe Detectar las zonas de Sobre Presión? La necesidad de detectar las presiones anormales en la Formación es importante tanto para el ámbito de la seguridad como para el económico. El
37
conocimiento de la presión de poro puede reducir el riesgo de un descontrol del pozo. Si se mantiene la presión hidrostática necesaria para el control de la presión de formación, se reduce el costo de la perforación de un pozo. En caso de penetrar una formación sobre presurizada, y la roca es permeable, los fluidos se manifiestan en la columna del lodo (gas, agua salada, aceite, CO2, H2S, etc), si la roca no es permeable o es de baja permeabilidad y si la columna hidrostática no es suficiente para controlar la presión de la formación, se provocarán derrumbes y ocasionará inestabilidad en las paredes del hoyo. La inestabilidad del pozo puede ser causada por diferentes factores, las lutitas pueden absorber agua cuando hay un alto filtrado, aumentar su presión de poro y causar derrumbes. Sí el fluido de perforación tiene poca capacidad de acarreo, ocasionará que los cortes caigan y rellenen el hoyo, observándose resistencia al pasar la tubería, fricción al sacar la tubería o aumento de torsión al estar en rotación la sarta.
2.3 Gradiente de Fractura El gradiente de fractura es la presión máxima que puede resistir la roca sin fracturarse. La presión hidrostática a la cual se fractura una formación expuesta depende de la presión a la que se encuentra los fluidos de la formación y a la presión de sobrecarga actuante a la profundidad de la formación. Es importante conocer la presión de fractura de la formación para no exceder la presión hidrostática y ocasionar con esto una ruptura de la formación y una pérdida de lodo. Una excesiva presión hidrostática o una alta densidad equivalente de circulación pueden ocasionar un rompimiento de la formación. Las presiones
38
superiores a la fuerza de cohesión de la roca tienden a desarrollar fracturas ocasionando con esto, perdidas de volumen de lodo circulación. Estas pérdidas de lodo ocasionan también que los cortes de la formación se pierdan dentro de las fracturas ocasionando que no puedan ser examinadas en la superficie, pero mas significativos es el riesgo que se corre de un descontrol de pozo. La pérdida de lodo reducirá la altura del nivel del lodo dentro del agujero decreciendo con esto, la presión hidrostática en el punto donde es menor que la presión de la formación se originará el descontrol o derrumbe del pozo. Si un pozo es cerrado al presentarse el descontrol, nos registrará presiones en la tubería de perforación y en el espacio anular, estas presiones actuando junto con la presión hidrostática pueden ocasionar un fracturamiento en la formación. La formación más débil y que se fractura más fácilmente si la presión hidrostática es excesiva, se encuentra inmediatamente abajo de la última zapata. El gradiente de fractura se expresa en términos de densidad equivalente de fluido de perforación y está en función del gradiente de sobrecarga, el gradiente de presión de fluido, la relación de esfuerzos horizontales o verticales, la naturaleza del fluido fracturante y la permeabilidad de la formación. Para determinar el gradiente de presión de fractura, debe asumirse que la presión mínima requerida en el hoyo, para propagar una fractura existente, es la presión necesaria para vencer el esfuerzo total o principal menor, involucrando allí, la evaluación del esfuerzo principal mínimo ( σ h). Para la estimación de la presión de fractura, se utilizó el método Eaton (1969), que se fundamenta en que la deformación de la roca es elástica y está representada por medio del coeficiente de Poisson ( μ) en la siguiente ecuación:
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⎛ μ ⎞ ⎟⎟ * σ + P 1 − μ ⎝ ⎠
F = ⎜⎜
(Ecuación 4)
Donde: F =
Fuerza.
μ = Coeficiente de Poisson. σ =
Esfuerzo.
P=
Presión.
Y que basicamente el radio de Poisson (Poisson´s Ratio) y el gradiente de sobrecarga (Overburden Gradient) varía con la profundidad, y Eaton determina valores de Poisson en base a datos regionales de gradiente de fractura, al gradiente de presión de formación y al gradiente de sobrecarga (Overburden Gradient). La utilización del método de Eaton requiere que ya se hayan estimado las presiones de los poros, el coeficiente de Poisson, y el gradiente de sobrecarga. La ecuación para este cálculo es:
⎛ ν ⎞ ⎟ ⎝ 1 − ν ⎠
GF = Pp + (OBG − Pp )⎜
(Ecuación 5)
Donde: GF = Gradiente
Pp =
ν =
de Fractura (Lpc/pie; lb/gal).
Gradiente de Presión de Poro (Lpc/pie; Lb/gal).
Relación de Poisson (unidimensional).
OBG
= Gradiente de Sobrecarga (Lpc/pie; lb/gal).
Basado en que la relación de Poisson y el gradiente de sobrecarga varían con la profundidad, Eaton determinó valores de ésta relación en función de valores regionales del gradiente de sobrecarga, como se muestra en la (Figura 8) [15].
40
Figura N° 8. Valores de Poisson en función del Gradiente de Sobrecarga y la profundidad [15].
2.3.1 Evaluación del Gradiente de Fractura En orden de prevenir un reventon mientras se perfora, es necesario mantener el peso del lodo levemente superior que la Presión del fluido de la formación para un nivel dado. Cuando penetramos una zona anormalmente presurizada es necesario incrementar la densidad del lodo para mantener el equilibrio de la nueva formación perforada. Esto no obstante tiene severas consecuencias, una de las cuales es incrementar la Presión ejercida por el lodo a lo largo del pozo. Es necesario distinguir entre el gradiente más reciente y la prueba de gradiente de fractura el que es obtenido mediante la prueba de presión (Leak Off
41
Test, L.O.T.), la cuál es tomada inmediatamente 10 pies por debajo del último revestidor asentado, siendo este el punto más débil de la próxima fase. Este procedimiento puede ser descrito como la inyección de lodo dentro de la formación, vía porosidad o micro-fracturas. Así, en presencia de porosidad o débil cementación del revestimiento el L.O.T. no corresponde al gradiente de fractura. La información del gradiente de fractura es esencial para:
• Establecer el programa de perforación y la profundidad del revestimiento.
• Determinar la máxima presión anular que puede ser tolerada cuando se controla un (kick), para evitar reventones (Blowout) internos. • Para estimar la presiones requeridas para una posible estimación de fracturamiento hidráulico [16].
2.4 Presión de Sobrecarga Es la presión ejercida por el peso de la capa de sedimentos más el fluido contenido en los poros. También se dice que es la presión que excede la presión hidrostática, requerida para elevar una columna de fluido desde la formación hasta la superficie. Un entorno geológico hidrostáticamente presurizado es un sistema abierto hidráulicamente, esto significa que es permeable y el fluido se comunica con la formación. El fluido de los poros es libre para escapar durante la compactación, de esta manera la presión del fluido es la presión hidrostática. Un sistema con alta presión de formación anormal es esencialmente cerrado, obstaculizando o por lo menos restringiendo la comunicación con el fluido, con el aumento de la carga
42
adicional de sedimentos, el fluido de los poros no puede escapar o al menos el escape es muy lento para mantener el equilibrio hidrostático, y el fluido de los poros parcialmente soporta la Presión de Sobrecarga, la compactación es retardada, la presión de fluido es más grande que la presión hidrostática. En la evolución de la presión de formación, un sello efectivo, o una barrera permeable, debe existir cerca del tope de la formación sobrepresionada. El sello actúa simultáneamente como una barrera de presión, por ejemplo en el Norte de la Cuenca del Golfo de México es tomado como una barrera vertical, que consiste en una Lutita y Limolita masiva e impermeable. La industria del petróleo usualmente utiliza el gradiente de presión como una medida cuantitativa de la presión del fluido de formación. En el Norte de la Cuenca del Golfo de México, la presión de gradiente hidrostático es tomada como 0,465 psi por pie asumiendo una densidad de una solución conteniendo 80.000 ppm de cloruro de sodio. La sobrecarga o presión de la roca se incrementa en 1,0 psi por pies. De esta manera cualquier gradiente de presión de fluido de formación entre 0,465 y 1,0 Lpc/pie es considerado geopresionado. La magnitud de la geopresurización es generalmente clasificada como baja o media (0,465 psi/pies < gradiente de presión de fluido < 0,65 psi/pies), intermedia o moderada (0,65 psi/pies < gradiente de presión de fluido < 0,85 psi/pies) y alta (gradiente de presión del fluido > 0,85 psi/pies). La profundidad de las formaciones geopresurizadas varían regionalmente, y la superficie que delinea la distribución de las formaciones geopresionadas es definida como “Tope de Geopresión” [16].
43
2.4.1 Evaluación del Gradiente de Sobrecarga El conocimiento del gradiente de sobrecarga es de primordial importancia cuando evaluamos la presión de formación y el gradiente de fractura. Debido a la compactación de los sedimentos y el consecuente incremento de la densidad con la profundidad, el gradiente de sobrecarga se incrementa rápidamente debajo de la superficie, logrando alcanzar valores que tienden a estabilizarse debajo de cierta profundidad. Aunque no surgen significativos errores asumiendo un gradiente constante en tierra (on shore), requiere sumo cuidado cuando se tienen grandes espesores de sedimentos pobremente consolidados y capa de agua. Calcula el gradiente de sobrecarga implica, el conocimiento de la densidad, obtenida de los registros eléctricos, densidad de las lutitas y/o datos sísmicos. Para este caso la sobrecarga se calculó usando el registro de densidad, fundamentándose en la siguiente ecuación:
σ v
=
∫ ρ ( z ) g dz − ρ g dz
(Ecuación 6)
Donde: : Densidad de los diferentes estratos gr/cc. g : Gravedad terrestre. z : Variable de integración en función de la profundidad, a través de los
datos suministrados por el registro de densidad (RHOB) [16].
44
2.5 Origen de las Presiones Anormales Se han identificado varios mecanismos que pueden provocar presiones anormales en cuencas sedimentarias. Para que exista un estado de presiones anormales se necesita un sello o barrera de permeabilidad, ya sea vertical o transversalmente. El sello puede ser de cualquier material o combinación de materiales en el subsuelo que previenen la migración del fluido. El sello puede ser físico, químico o una combinación de ambos. Los sellos verticales pueden ser domos de sal, limolita, dolomitas, lutitas, calizas con muy baja permeabilidad, etc. Algunos sellos transversales son las fallas. Las causas más comunes de sobrepresión son efectos de compactación, barreras de permeabilidad, causas diagéneticas, fenómeno osmótico, colocación estructural, cementación, transformación mineral entre otros
[17]
.
2.5.1 Efectos de Compactación El proceso normal de sedimentación se efectúa con el depósito de capas de partículas de diferentes rocas. Conforme transcurre la depositación, la presión de sobrecarga se incrementa. Las capas inferiores son forzadas hacia abajo. Al aumentar la presión de sobrecarga, la roca subyacente debe absorber la carga. A mayor contacto entre los granos de las partículas de la roca, su resistencia aumenta (Esfuerzo de matriz) reduciendo con esto, la porosidad. Si el proceso normal de compactación se interrumpe no permitiendo que los fluidos de los espacios porosos se escapen. La matriz porosa no podrá aumentar el contacto grano a grano, o sea su capacidad para soportar presión de sobrecarga. Entonces
45
los fluidos de los poros tendrán que soportar una presión anormal de sobrecarga, produciendo presiones de fluido, mayor que las normales. En resumen, la compactación anormal es consecuencia de un depósito rápido, el intervalo de tiempo, no permite la salida del agua de los poros, transmitiendo cierta sobrecarga hacia el agua de los poros, generando con esto una sobrepresión. El requerimiento primario para que se presente esté fenómeno, es la existencia de un sello de presión que impide que salga el fluido. Este sello puede ser una sección de lutita limpia o alguna otra roca que haya sufrido de pérdida de permeabilidad por compactación de sedimentos de grano fino, tales como arcillas o evaporitas. Entre las causas de la compactación se encuentran: Reposición rápida de sedimentos, fallas que actúan como sellos regionales, intercalaciones de lutitas y areniscas, lutitas marinas impermeables, y diagénesis
[17]
.
2.5.2 Barreras de Permeabilidad En una alternancia de lutitas y arenas, las lutitas predominan en los depósitos rápidos y no dan tiempo para que el agua sea expulsada, en el momento de la compactación ocasionando con esto, una presión anormal. Es por eso que un depósito grueso de capas de lutitas sobre un área determinada suministra un sello. La secuencia de cuerpos gruesos de lutita durante la compactación tiene efectos sobre la hidrostática desarrollada. La lutita no es completamente impermeable y hay algunos movimientos de agua a través de ella. El agua asciende por efecto de la presión de sobrecarga.
46
Al aumentar la presión de sobrecarga, aparece un incremento de temperatura y una reducción de porosidad y permeabilidad
[17]
.
2.5.3 Diagénesis La diagénesis es un término que se refiere a la alteración química de los minerales de la roca por conceptos geológicos. Las lutitas y los carbonatos sufren cambios en su estructura cristalina, por lo cual contribuye a la causa y/o generación de presiones anormales. Un ejemplo que se cita frecuentemente es la posible conversión de arcillas montmorrilloníticas a arcillas ilíticas y Caoliníticas, durante la compactación en presencia de iones potasio. Esto ocurre porque el agua que se encuentra presente en los depósitos de arcillas se divide en dos formas. 1) Como agua libre en los poros y 2) Como agua de hidratación, que es sostenida más frecuentemente dentro de la estructura de capas de las lutitas. El agua de los poros se pierde al principio durante la compactación de las arcillas montmorilloníticas, y el agua ligada dentro de las estructura de intercapas de las lutitas tiende a permanecer por más tiempo, después que alcanza una profundidad de enterramiento en el cual haya una temperatura de 200 °F a 300 °F, la montmorillonita deshidratada desprende las últimas intercapas de agua y se transforma en ilita. La liberación del agua del espacio poroso del mineral, representa un cambio en el ambiente hidrodinámico de los sedimentos, esta liberación del agua ocasionará una sobrepresión. Al aumentar la sobrecarga, la salinidad sufre variaciones, la del agua atrapada aumenta ligeramente, mientras que la de los poros disminuye. A más de 3000 pies, la sobrecarga es la suficiente para romper la unión iónica de iones y cationes con el mineral arcilloso. Al aumentar la profundidad, se incrementa la salinidad del agua de los poros y disminuye la salinidad del agua atrapada en las
47
arcillas. Estos factores son los responsables del origen y retención de la sobrecarga [17].
2.5.4 Fenómeno Osmótico Las capas que permiten el paso de solventes pero no solutos, se llaman membranas semi-permeables, estas membranas podrán permitir el paso del agua a través de ella, sin permitir el paso de las sales. Cuando dos soluciones de diferentes concentraciones salinas son separadas por unas membranas semipermeables, una fuerza causa una filtración de agua desde la solución que tiene baja concentración de sales hasta la mayor concentración de sales de ambos lados de la membrana sea igual, esta fuerza es conocida como presión osmótica. Hay dos procesos distintos asociados con la membrana semi-permeable. La filtración que permite el paso del agua, pero no de los iones disueltos en ella y la generación de la presión osmótica donde existen dos soluciones de diferentes concentraciones salinas en cualquier lado de la membrana. Una presión osmótica moverá el agua de menor salinidad hacia donde se encuentra el agua de mayor salinidad. Finalmente la presión osmótica alcanzará un punto de presión de compactación, al no poder escapar más agua, la formación retendrá las condiciones de presión de formación sobrepresionada [17].
2.5.5 Formación de un Sello Durante el depósito normal de los sedimentos, quedan atrapados ciertos fluidos en las formaciones que al depositarse posteriormente en material sellante, no se transmiten las presiones de sobrecarga a la carga inferior, cuando aumenta la carga que comprime estas formaciones.
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Sellos físicos.- Pueden ser debido al depósito de materiales de grano muy fino o un depósito de carbonato, sal o bien materiales no porosos que sometidos a temperaturas elevadas, se cristalizan formando sellos impermeables, dando origen a presiones anormales. Sellos químicos.- Este sello se origina cuando durante el depósito ocurre una reacción entre los materiales depositados, lo cual da origen a compuestos que reducen sustancialmente su permeabilidad. Sellos físico – químicos.- Estos sellos son una combinación de las dos reacciones anteriores, ya sea que una reacción química de origen a la acción física o viceversa. Un ejemplo claro es la hidratación del sulfato de calcio que origina una reducción en su volumen hasta en un 40 % disminuyendo la permeabilidad de la formación [17]. 2.6 Estimaciones de las Presiones de Formación Antes de la Perforación 2.6.1 Detección de la Sobre Presión La oportuna identificación de una zona de presión anormal y una exacta estimación de la magnitud de la sobre presión, pueden significar seguridad y economía en las operaciones de perforación. Existen algunos métodos para detectar las presiones anormales durante la perforación de pozos. Detección de la sobre presión 1. Método de velocidad sísmica. 2. Método de datos de perforación. 3. Método de registro sónico y resistividad de pozos vecinos.
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En cualquier caso, la precisión del método depende del cuidado e interpretación de los datos obtenidos. Un punto clave en cada método es el carácter establecido de las variables normales de la presión de una zona y compararla con el comportamiento en las zonas de presión normal. Cada método es considerado en dos secciones: El primero encierra la teoría básica detrás del método. La segunda nos dará la práctica en la recopilación y análisis de los datos [18]
.
2.6.2 Método de Velocidad Sísmica Este método básicamente consiste en efectuar disparos superficiales en puntos ubicados a mucha distancia a lo largo de una sección de registro sísmico, estos datos pueden adecuarse de tal forma que simule un registro acústico promedio, como un intervalo de tiempo de tránsito contra la profundidad. Existe una correlación entre el intervalo de velocidad (intervalo de tiempo de viaje) y factores como la litología y grado de compactación de la roca. Este intervalo del tiempo de viaje varía exponencialmente con la profundidad. Cualquier cambio en la desviación de la tendencia normal de compactación significa un cambio litológico. El sismógrafo de reflexión mide el tiempo requerido para que una onda sísmica viaje de un punto de origen a un horizonte reflector y su regreso al graficador en la superficie. Las propiedades particulares de la roca asociadas con las presiones anormales (baja densidad y velocidad) tienden a producir menor contraste acústico que lo normal. Teóricamente de acuerdo a los dos efectos mencionados anteriormente se pueden referenciar que los tiempos de tránsito para materiales de matriz comunes y fluidos contenidos en los poros son (tabla 1) [18].
50
TABLA N°1. TIEMPO DE TRÁNSITO PARA DIFERENTES MATRICES Y FLUIDOS DE FORMACIÓN [18] . Material de la Matriz
Tiempo de Tránsito de la Matriz (microsegundos pies)
Dolomita
44
Calcita
46
Caliza
48
Anhidrita
50
Granito
50
Yeso
53
Cuarzo
56
Lutita
62 a 167
Sal
67
Arenisca
53 a 59
Fluidos Contenidos en los Poros
Tiempo de Tránsito de la Matriz (microsegundos pies)
Agua (destilada)
218
100.000 ppm Nacl
208
200.000 ppm Nacl
189
Aceite
240
Metano
626∗
Aire
910
∗ Válido solo para 14,7 lbs/pulg² y 60°F
2.6.3 Análisis de la Velocidad La herramienta básica para predecir zonas de presión anormal desde la superficie es un análisis de la velocidad a través de los datos obtenidos con el registro sísmico de reflexión. La curva resultante del análisis de velocidad es una representación del comportamiento de la velocidad sónica a través de los estratos a ser perforados.
51
Puesto que la velocidad aumenta con la densidad bruta de las formaciones, el registro muestra el gradiente de crecimiento de la velocidad debido a la compactación originada por la sobrecarga. Las anormalidades en la curva se pueden presentar por variaciones en el tipo de roca, como por ejemplo, areniscas o rocas muy compactadas, o cambios en la compactación indicando condiciones de presión no usuales o cambios en la edad geológica. Las rocas dentro de zonas de presiones anormales serán menos compactadas que en las zonas de presión normal, debido a que los fluidos que están en los poros de la formación, soportan más sobrecargan como se dijo anteriormente. De modo que en esto casos, las velocidades serán menores, y éstas serán indicadas por movimientos de la curva hacia la izquierda. La construcción de un análisis de velocidad es relativamente simple si se dispone de datos de puntos de profundidad común (CDP) en forma digital. Todas las trazas sísmicas con un punto superficial común de reflexión, asumiendo un buzamiento de cero, son colocadas justo agrupándolas mediante un "apilamiento" sísmico. Puesto que las trazas son registradas a distancias diferentes (desplazamientos) de la fuente de energía (punto de disparo), el horizonte de reflexión común aparecerá como una hipérbola cuando las trazas son mostradas en el orden de sus distancias a la fuente de potencia
[18]
.
La ecuación de la hipérbola se puede expresar de la forma siguiente: Ti
2
= T o
2
⎛ X i 2 ⎞ ⎟ + ⎜⎜ 2 ⎟ ⎝ Vst ⎠
(Ecuación 7)
52
Donde: Ti =Tiempo doble de reflexión para cada traza en el receptor considerado. To =Tiempo doble de reflexión para una reflexión vertical. Xi =Distancia horizontal desde la fuente hasta el receptor considerado y Vst 2 es la velocidad de coherencia máxima. Substrayendo una traza de otra, la velocidad se deriva así: Vst 2
⎛ ( X 2 2 − X 1 2 ) ⎞ ⎟ = ⎜⎜ 2 2 ⎟ ⎝ (T 2 − T 1 ) ⎠
(Ecuación 8)
2.6.4 Datos Sísmicos La técnica trata principalmente sobre la compactación normal de las formaciones a medida que aumenta la profundidad. Cuando esta tendencia de compactación normal se interrumpe, la velocidad de las ondas de sonido se reduce en esta zona. Estos cambios de velocidad pueden ser detectados y convertidos en grados de Presión Anormal de los fluidos que están en los poros de la formación. Una formación con Presión Anormal se diferencia de una formación con presión normal, porque exhibe una o más de las siguientes propiedades:
• Más altas porosidades. • Más altas temperaturas. • Más baja salinidades del agua de formación en arenas. • Más bajas densidades totales. • Más bajas resistividades de las lutitas. El sismógrafo de reflexión mide el tiempo que una onda sísmica tarda en ir desde un punto de explosión (o de tiro) a un horizonte de reflexión subsuperficial y su regreso a un punto de registro de superficie. Si la velocidad de la onda sísmica
53
a través de la columna sedimentaria hasta un horizonte reflector se conoce, la profundidad de este horizonte reflector puede ser calculada
[18]
.
2.6.5 Velocidades Interválicas Cuando la estructura no es demasiado compleja y las series son suficientemente espesas, es posible calcular y evaluar los tiempos de tránsito y calcular la propagación de cada intervalo en la formación. Esta velocidad es función no solamente de la densidad, porosidad y el fluido contenido en las rocas, si no también de sus propiedades elásticas y condiciones de los esfuerzos. El intervalo de velocidad solo es insuficiente para hacer una estimación de esos parámetros, pero si las observaciones recogidas de los pozos vecinos son tomadas en cuenta, las variaciones laterales y verticales podrán ser evaluadas. Dos aspectos del análisis de velocidad son útiles en la determinación de anomalías de presión:
• Estableciendo curvas de velocidad / profundidad, traducidas en Δt de tiempo de tránsito (las zonas sobrecompactadas, por la virtud de su más baja densidad, más alta porosidad, y el anormalmente bajo esfuerzo vertical, tienen velocidades más bajas)
• El intervalo de velocidad, el cual depende de la litología y para una litología dada, por su estado de compactación. Dada una condición normal de compactación, la velocidad gradualmente se incrementa con la profundidad. La velocidad de un intervalo es función de su máximo enterramiento, pero para una cuenca tectónicamente inactiva, la velocidad puede ser relacionada directamente con la profundidad. La curva de compactación normal graficada en las velocidades es conocida como tren de compactación (Figura 9) [18].
54
Figura N° 9. Velocidades Interválicas
[18]
.
2.6.6 Análisis de Reflexión La forma clásica de representar el tiempo de tránsito es mediante el conocimiento de una sección sísmica. El tiempo, está relacionado a las imágenes de los ecos recibidos por cada punto establecido en la superficie que están alineados uno con el otro. Los distintos horizontes reproducen una "litoestratigráfica interfase". Este método provee una muestra de la estructura del subsuelo en un plano vertical. Examinando los datos provistos por estos reflectores ubicados más allá del pozo de referencia es posible realizar correlaciones para predecir las secciones geológicas que se van a atravesar. De todos modos, en el pozo el geólogo puede utilizar el dipmeter, o el perfil sísmico vertical (vertical seismic profile VSP) para correlacionar el Log geológico
55
con la sección sísmica. Cuando nos aproximamos a una zona sobrecompactada o a una zona de falla, el reconocimiento de estos marcadores de perforación (drillers markers) nos provee una estimación más exacta del espesor a perforar antes de penetrar una zona de riesgo [19].
Figura N° 10. Procesamiento correcto de las Velocidades Interválicas para la estimación de la Presión de Poro [19].
Después de procesar la data Sísmica, con esa data se puede realizar:
• Un registro de Densidad sintético con la siguiente ecuación: Ecuación de Gadner para análisis de densidad a partir de velocidades
ρ = AV B Donde:
Ecuación 9
56
ρ=Densidad.
A=Coeficiente 0,23. B= Coeficiente 0,25. V=Velocidades pies / seg .
• Trend de Compactación Normal con la ecuación: Ecuación de velocidades interválicas de Bowers para el cálculo del Trend de Compactación: V N
= V mudline + Ασ norm B
(Ecuación 10)
Donde: V N
= Velocidad en pies/seg.
V mudline =Velocidad
de referencia en la línea de flujo aproximadamente 5.000
pies /seg. σ norm = Esfuerzo efectivo asumiendo la presión normal
Α yB = Son dos variables empíricas que representan un mejor ajuste para la relación entre la velocidad y el esfuerzo efectivo sobre la base de la ubicación de donde los datos fueron tomados.
• Cálculo de la Presión de Poro con la ecuación de Bowers para calcular Presión de Poros con Velocidades Interválicas: ⎛ 10 6 ⎞ ⎟⎟ es necesario sustituir por Donde el término del registro sónico ⎜⎜ DT ⎝ ⎠
⎛ v − vml ⎞ términos de Velocidades Interválicas ⎜ ⎟ . Y el parámetro de entrada es la " A ⎝ ⎠ profundidad de velocidad máxima " d max ≥ prof que controla si la descarga se ha producido o no. Si la descarga no ha ocurrido la ecuación a utilizar es la siguiente:
57
(1 / B )
⎛ v − v ml ⎞ ⎜ ⎟ A ⎝ ⎠ Pp = OBG − Pr ofundidad
(Ecuación 11)
Si d max ≤ prof entonces el comportamiento de descarga es asumido y la presión de poro se calcula de la siguiente manera:
(1−U )
(σ max ) Pp
= OBG −
⎛ v − v ml ⎞ ⎜ ⎟ A ⎝ ⎠
Pr ofundidad
⎛ v − v ml ⎞ = ⎜ min ⎟ A ⎝ ⎠
σ max
(U / B )
(Ecuación 12)
(1 / B )
(Ecuación 13)
donde: σ max
= Esfuerzo máximo.
OBG
Pp
= Gradiente de sobrecarga (Lpc/pie; Lb/gal etc).
= Presión de poro (Lpc/pie; Lb/gal etc).
v = Velocidad interválica (microseg/ft). A, B , U = Valores
empíricos.
= Velocidad a la cual ocurre la descarga durante el enterramiento de
v max
los sedimentos a una profundidad mayor a la mínima. d max
= Profundidad mínima de la descarga durante el enterramiento de los
sedimentos. Profundidad = Profundidad referenciada en TVD (true vertical depth).
58
Luego de una estimación adecuada de presión de poro con velocidades interválicas la presión de poro debería de ajustarse a la presión estimada con los registros luego de que la localización sea perforada ver (Figura 11)
[19]
.
Figura N° 11. Comparación de cálculo de Presión de Poro antes de la perforación y después de la perforación [19].
• Cálculo de la Presión de Poro con la ecuación de Bowers para calcular Presión de Poros con Velocidades Interválicas: Ecuación de Velocidades Interválicas de Bowers para el cálculo del gradiente de fractura: ⎛ v ⎞ ⎟ ⎝ 1 − v ⎠
Gf = Pp + (OBG − Pp )⎜
Dónde: Gf = Gradiente Pp =
Presión de poro (Lpc/pie; Lb/gal etc).
OBG = v
de fractura (Lpc/pie), (lb/gal), (Kpa/m), (g/cc).
Gradiente de sobrecarga (Lpc/pie; Lb/gal etc).
= Relación de Poisson (adiemsional).
(Ecuación 14)
59
2.7 Estimaciones de las Presiones de Formación Mientras se Perfora 2.7.1 Velocidad de Perforación (R.O.P) Durante el curso normal de la perforación, la velocidad decrecerá uniformemente al aumentar la profundidad cuando las condiciones de perforación se mantienen constantes: 1. Peso / barrena. 2. Velocidad de rotaria. 3. Presión de bomba. 4. Características del lodo (densidad y viscosidad). La velocidad de perforación nos puede indicar indirectamente cambios en la presión de poro o la litología. La disminución de la velocidad de perforación a profundidad disminuye debido a las siguientes causas: 1. Las formaciones llegan a hacerse más consolidadas por la influencia de la presión de sobrecarga, aumento de temperatura de la formación y pérdida de fluido de los poros de la roca en el proceso de compactación, por todos estos factores se incrementa la fuerza de cohesión de la roca haciéndola más dura a la penetración. 2. La presión diferencial que existe entre la presión hidrostática y la presión de formación, si aumenta la presión diferencial, la velocidad de penetración disminuye. Con densidad de lodo y gradiente de presión constantes, la presión diferencial se incrementa con la profundidad en forma lineal, no obstante, el efecto en la velocidad de penetración, es que disminuye más rápidamente que lineal.
60
3. Otras causas que hacen que la velocidad de perforación disminuya es la alta viscosidad del lodo, la baja limpieza del fondo del agujero y el estado de desgaste de la barrena, este factor debe ser considerado al interpretar la tendencia de la curva de velocidad de penetración. La observación de los cambios de velocidad de la perforación es un medio directo para detectar arcilla o formaciones de arena con sobrepresión. Generalmente cuando la mecha penetra una formación con sobre presión, la velocidad de penetración aumenta (puede suceder que con un lodo base en petróleo y mecha de diamante, la velocidad puede decrecer). [18]
Cuando se está perforando a través de una zona de transición entre una zona de presión normal a una zona de presión anormal, las variaciones en las propiedades de la roca y el comportamiento de la mecha, generalmente, proporcionan varias indicaciones indirectas de la presión de las formaciones. Para detectar estos cambios se dispone de instrumentos superficiales para registrar continuamente los parámetros de perforación relacionados con la tasa de penetración de la mecha. Además de esto, se verifican cuidadosamente varias de las variables asociadas con el fluido de perforación y los fragmentos de roca, (Figura 10) [20].
61
Figura N° 10. Gráfico de comportamiento de la R.O.P mientras se perfora
[20]
.
2.7.2 Análisis de los Datos de Comportamiento de Perforación Los cambios en el comportamiento de la mecha, se pueden detectar a través de medidas hechas en superficie: Tasa de penetración (Rate of Penetration R.O.P tasa de penetración), carga en el gancho (Weight of Bit, W.O.B peso sobre la mecha), velocidad de la mesa rotaria y torque. La tasa de penetración de la mecha, generalmente cambia con el tipo de formación. Así, un registro de tasa de penetración se puede usar frecuentemente, para ayudar a la correlación litológica con pozos vecinos con presiones de formación conocidas. Además, la penetración, en un tipo de roca dado tiende a decrecer con el aumento de la profundidad. Sin embargo cuando se encuentra una zona de transición dentro de una presión anormal, ésta tendencia normal es alterada. Justamente, encima de la zona de transición de un gradiente de presión
62
anormal de poros de formación se encuentra frecuentemente, una formación dura que conduce a una tasa de penetración más baja que la normal. Estos sellos pueden variar en espesor, desde unos pocos pies a cientos de pies. Justamente, por debajo de esta capa de roca, la tendencia de la tasa de penetración normal se invierte, y se puede observar un aumento de la tasa de penetración con la profundidad. (La Figura 13) muestra un claro ejemplo de este fenómeno. Observar la posible correlación entre el registro de tasa de penetración y el registro inducción eléctrico. Observar también la inversión de la tendencia de la tasa de penetración decreciente con la profundidad para las formaciones lutititas en la zona de transición. Se piensa que las razones para el usual aumento de la tasa de penetración en la zona de transición de formaciones de permeabilidad baja son:
• Un decrecimiento del diferencial de presión, a través del fondo del pozo • Una disminución en la resistencia de la roca causada por una compactación baja. La tasa de penetración es afectada por muchas otras variables, diferentes al tipo de formación y presión de poros de la formación. 1. Tipo de mecha. 2. Diámetro de la mecha. 3. Tamaño de las boquillas de la mecha. 4. Desgaste de la mecha. 5. Peso sobre la mecha. 6. Velocidad de la mesa rotaria.
63
7. Tipo de lodo. 8. Densidad del lodo. 9. Viscosidad del lodo. 10. Contenido de sólidos. 11. Presión y tasa de bombeo.
Figura N° 13. Correlación entre el registro de tasa de penetración y el registro inducción eléctrica [20].
Los cambios de las variables pueden afectar la tasa de penetración, así, es difícil detectar cambios en la presión de formación, usando solamente datos de tasa de penetración
[20]
.
64
2.7.3 Exponente de Perforación “Dxc” ⎡ ROP( ft / hr ) ⎤ log ⎢ 60 x N ( RPM ) ⎥⎦ ⎣ D = ⎡ ⎤ 12 xWOB(lbs) log ⎢ 6⎥ ⎣ Diametro dela Broca(in) x10 ⎦
(Ecuación 15)
Un valor del Dxc corregido referido al peso del lodo y a la presión normal de poro, es usado para permitir una predicción razonable de la presión de poro. Así: Dxc
=
Gradiente Normal ( ppg )
x" d " Densidad Equivalent edeCirculacio n( Lbs / gal )
(Ecuación 16)
La tendencia de la presión de poro de la formación se construye usando la siguiente ecuación: 1.2 ⎡ ⎛ Dco ⎞ ⎤ ⎟⎟ ⎥ Pr esión de Formación ( Lpc / pie)= S − ⎢( S − Pn ) x⎜⎜ ⎢⎣ ⎝ Dcn ⎠ ⎥⎦
Donde:
(Ecuación 16.1)
S = Gradiente de sobrecarga (Lpc/pie). Pn = Presión normal de poro (Lpc/pie). Dco = Dxc observado. Dcn = Dxc normal.
El método Ratios está basado en la hipótesis de que la diferencia entre el Trend Normal del DxcN sobre el Dxc observado a una profundidad específica sea proporcional a un incremento en la presión de formación.
65
⎡⎛ TrendD xCn ⎞⎤ ⎟⎟⎥ Pr esióndefor mación(lpc / pie) = Pn * ⎢⎜⎜ D observado ⎠⎦⎥ ⎣⎢⎝ xC
(Ecuación 17)
Donde: Pn : Gradiente normal de formación (lpc/pie) La ecuación Dexp se puede utilizar para detectar zonas de transición entre presiones normales y anormales, si la densidad del fluido se mantiene constante. Esta técnica consiste en graficar los valores obtenidos del exponente D en un tipo dado de formación, de baja permeabilidad, como una función de la profundidad. Casi siempre el tipo de formación seleccionado son lutitas. Los datos de perforación obtenidos para otros tipos de formaciones, son omitidos en los cálculos. En las formaciones de presión normal, el exponente D, tiende a aumentar con la profundidad. Cuando se encuentran formaciones con presiones anormales, ocurre una desviación de la tendencia de presión normal, en la cual el exponente D aumenta a una tasa menor con la profundidad. Donde la litología es constante el D exponente nos provee de una buena indicación de:
• El estado de la compactación (ejemplo: Porosidad) • Diferencial de presión Calculando el D exponente en lutitas, nos permitirá entender los estadios de compactación y revelar cualquier sobrecompactación (Figura 14).
66
Figura N° 14. Diagrama esquemático del D´exponente en una zona sobrecompactada (undercompacted) [20].
2.7.4 Densidad de las Lutitas La densidad de los recortes de lutitas puede indicar presiones anormales como los sedimentos con presión anormal han retenido un alto % de agua en los poros, su densidad es menor comparada con las lutitas compactadas normalmente. La medida de la densidad de lutitas es uno de los más antiguos métodos para determinar zonas anormalmente presurizadas. Ésto está basado en el principio que la densidad de lutitas en una zona sobrecompactada se incrementa menos rápidamente y cae en comparación con la densidad de lutitas y arcillas normalmente compactadas. Bajo condiciones normales, la densidad de las lutitas se incrementará con la profundidad a un valor máximo de compactación. Dos propiedades de las lutitas, relacionadas con la sobrepresión son: 1. Densidad. 2. Capacidad de cambio de cationes.
67
La primera, refleja el grado de compactación de la roca. La segunda nos da una visión dentro de la química de las arcillas. Las variaciones en la porosidad son paralelas a los cambios de la densidad de las lutitas. La densidad de los cortes de lutitas recuperados en la superficie, puede ser determinada mediante análisis. El método mas adecuado para la determinación de la densidad de las lutitas es el de “porosímetro de mercurio“, equipo idéntico al usado en el análisis de núcleos. Otro método práctico que nos ayuda a determinar la densidad de las lutitas es por medio de la balanza que se usa para pesar el lodo. 1. Llenar el depósito de la balanza con muestra de lutita lavada y anotar la lectura. 2. Llenar con agua el depósito y anotar la nueva lectura. 3. Aplicar la formula. Densidad = 8,33 / 16,66 – peso total = gr/cm3 Este método tiene la desventaja de que muestra las variaciones de densidad junto con los cambios en la relación lutita/arena. Selección de la profundidad correcta para asentar un revestidor.
68
Para trazar la línea de lutita en el registro gamma ray la ecuación que se utilizó fue: VLutita
=
GR − GRmin GRmax
− GRmin
(Ecuación 18)
Donde: V Lutita= Volumen de la lutita. GR, GRmax y GRmin= son los puntos litológicos de la lutita tomados en el registro de Gamma Ray. El éxito de la perforación en zonas de alta presión, depende en gran parte en seleccionar la profundidad óptima para el asentamiento de la tubería de revestimiento, debe evitarse perforar mucho dentro de la zona sobrepresión. Asentar un revestidor muy arriba de la zona de presión anormal puede ocasionar algunos problemas tales como: a. Pérdidas de lodo inducidas, (generalmente inmediatamente abajo de la zapata) al intentar aumentar la densidad del lodo para controlar la zona de sobrepresión. b. Insuficiente gradiente de fractura en la zapata. c. No siendo posible lograr una densidad adecuada. Si se aumenta la densidad se induce pérdida en la zona de presión anormal que no se encuentre revestida. Si se usa una densidad baja para no inducir una pérdida, la presión de formación de la zona de sobrepresionada ocasionará derrumbes o flujos. Asentar el revestidor muy profundo dentro de la zona presurizada anormalmente puede ocasionar los siguientes problemas: 1. La presión de formación excede el gradiente de fractura en la zapata de la tubería de revestimiento anterior y para controlar dicha Presión
69
de formación se requiere una densidad de lodo que fracturaría la última zapata. 2. Imposible lograr una densidad de lodo apropiada. Se debe conocer la profundidad para asentar el revestidor a la cual se puede perforar sin tener pérdidas de circulación o sin tener pegaduras de tubería. Esta profundidad óptima usualmente es abajo de las formaciones de presión normal. No más de 50 m desde donde la presión de formación empieza a ser normal [20].
2.7.5 Medidas físicas y químicas sobre los cortes Normalmente se realizan medidas físicas y químicas a los cortes que pueden indicar cambios en el gradiente presión de la formación. Las propiedades físicas mensurables que son dependientes de la porosidad incluyen: Densidad bruta y contenido de humedad.
La densidad bruta de lutitas en un parámetro que ha probado ser un método muy efectivo en la determinación del grado de subcompactación y la consecuente presión de poros anormales en las lutitas. Bajo condiciones normales la densidad de las lutitas crece con la profundidad. Cualquier desviación de esa tendencia, puede indicar que existe una zona sobrepresionada. Generalmente la densidad es medida por una balanza y ccolumna de líquido de densidad variable. El procedimiento usado es similar para todos los métodos. Se toma aproximadamente 500 gr. de muestra, luego se colocan los cortes sobre una serie de tamices y se lavan a través de ellos. Sólo se continúa con el proceso con aquellos cortes que pasan el tamiz 4 y son retenidos en el tamiz 20, estos a su vez
70
son secados con papel absorbente y sometido a una corriente de aire caliente, hasta que la superficie del recorte se reduce a una apariencia opaca. Una lutita sobrepresionada contiene más porosidad que la esperada para esa profundidad. De esta manera la densidad aparente (bulk density) en la sección sobrepresionada es más baja que la densidad esperada o prevista por el trend, (Figura 19) [20].
Figura N° 19. Gráfico de variación de Densidad de la lutita
[20]
.
2.7.6 Análisis de los Cortes La litología se determina tomando fragmentos de roca a intervalos regulares, de la zaranda vibradora. Los fragmentos son estudiados bajo una lupa, para determinar el tipo de minerales presentes. Una porción de los fragmentos son remojados en soluciones de detergentes o kerosene de tal forma que ocurra una fragmentación adicional, permitiendo separar cualquier microfósil presente. Esta
71
descripción permite a veces determinar el tipo de formación atravesado; de esta manera se pueden conocer, a través de otros pozos perforados en el área, que las presiones de formaciones anormales generalmente se encuentran justamente debajo de ciertas formaciones marcadoras o claves, que pueden ser identificadas por la presencia de un elemento en particular. Las variaciones de tamaño, forma y volumen de los fragmentos de lutita en el fluido de perforación, pueden también proporcionar indicaciones de presiones de formación anormal. En la evaluación de zonas de alta presión estos fragmentos juegan un papel más importante, donde los fragmentos grandes indican que las paredes del pozo están inestables, estos fragmentos son producidos por dos mecanismos::
• Perforación bajo balanceada. • Alivio de esfuerzos. A medida que aumenta la presión de la formación en la zona de transición, mientras se perfora con una densidad de fluido de perforación constante, el sobrebalance de presión sobre el fondo del pozo decrece continuamente. Con un sobrebalance reducido los cortes de lutita, algunas veces se vuelven más largos, delgados, más angulares y numerosos. Si la presión de poros es mayor que la presión hidrostática en el pozo, la diferencial de presión hidrostática hace que los fluidos contenidos en los poros se muevan hacia el pozo. Si la presión de formación se vuelve mayor que la presión hidrostática del fluido de perforación, mientras se perforan lutitas de baja permeabilidad comienza a desprenderse grandes fragmentos de lutitas de las paredes del pozo,
72
observándose a veces fragmentos mayores a una pulgada de largo. Las lutitas así desprendidas son más largas, delgadas y más astillosas que las lutitas fangosas, que resultan de la incompatibilidad química entre paredes del pozo y el fluido de perforación. Las lutitas astillosas tienen un modelo de fractura concoidal, que es detectada cuando se observa en una lupa. (Figura 20) [20].
Figura N° 20. Diferencia de los ripios en zonas de Presiones Anormales y zonas inestables [20].
2.7.7 Determinación de la Presión de Fractura con pruebas de Presión (LEAK OF TEST) En una sección de pozo abierto, la formación que está inmediatamente debajo del ultimo revestidor asentado del casing de entubación es casi siempre la formación más débil, porque es la formación más superficial expuesta y usualmente tiene una presión poral menor que las formaciones que yacen debajo
73
de ella. En general, las formaciones con presiones porales menores se fracturan más fácilmente que las formaciones con presiones porales más altas. A causa que la formación que más probablemente se fracture está justo después del ultimo revestidor asentado, y a causa que la pérdida de lodo resultante pueden provocar dificultades severas en el control de surgencia, la cantidad de presión que toma fracturar la formación en la zapata debe ser determinada cada vez que una columna de revestimiento se baja y se cementa. Se ha desarrollado un número de ecuaciones que permiten que el gradiente de fractura sea calculado (Leak-of-test: L.O.T y Pressure integrety test: P.I.T) o Prueba de Integridad (P.I.P). Las pruebas de admisión muestran presión a la que una formación comienza realmente a admitir líquido y a fracturarse (Figura 21). La fórmula matemática utilizada en éste método es la siguiente:
Po
3, 0 ⎡ ⎛ V normal ⎞ ⎤ ⎟⎟ ⎥ = 0,052⋅ D ⋅⎢OBG − (OBG − Phid ) ⋅ ⎜⎜ V ⎢⎣ ⎝ observada ⎠ ⎥⎦
(Ecuación 19)
Siendo:
Po: Presión de poro (psi). OBG: Gradiente de sobrecarga (psi/pie). Ph: Gradiente normal de presión de poro (psi/pie). Vn: Velocidad interválica normal a cierta profundidad (pie/seg). Vobs: Velocidad interválica normal a cierta profundidad (pie/seg). Vobs: Velocidad interválica absoluta a cierta profundidad (pie/seg). El Leak off Test es un método para la determinación del máximo peso de lodo permitido en cada sección de pozo abierto ver (Figura 21).
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Figura N° 21. Diagrama Teórico del comportamiento de la Prueba de Presión L.O.T.
Con la prueba leak-off test se determina la Presión del fondo en ese momento (bottom hole pressure at leak off), (actualmente la profundidad del punto más débil) y el máximo peso del lodo, y la Densidad equivalente del lodo (Equivalent Circulating Density E.C.D) permitido de la siguiente manera:
BHP
* L = (10 +d PLOT )
Donde: en sistema métrico BHP = Presión fondo pozo (Kg/cm 2). D= Densidad de lodo (g/cc). L= TVD (mts). PLOT = Presión de Pérdidas (Kg /cm2).
(Ecuación 20)
75
Donde: en API BHP
= (0 ,052 * d * L ) +
PLOT
(Ecuación 21)
Máximo peso del lodo (ECD) permitido dmax Sistema métrico:
⎛ BHP *10 ⎞ dmax = ⎜ ⎟ ⎝ L ⎠
(Ecuación 22)
Sistema API: dmax
⎛ BHP ⎞ = ⎜ ⎟ 0 , 052 * L ⎝ ⎠
(Ecuación 23)
En otras palabras, el valor medido en una prueba de admisión (L.O.T.) es la presión sobre una columna llena de lodo que se requiere para causar que la formación se fracture realmente y para empezar a admitir el lodo. Los ensayos de las Pruebas de Integridad de presión (P.I.P.) es similar a las pruebas de admisión pero el fluido se bombea dentro del pozo hasta que se alcanza una presión predeterminada. Consideraciones para realizar pruebas de admisión cuando la zapata del revestidor está siendo rotada, previa a ejecutar una prueba de admisión, no deben reperforarse de 5 pies a 50 pies más. Ya que la resistencia al gel del lodo, el punto de escurrimiento y la viscosidad afectan la presión requerida para circularlo, debe tratarse de reducir estos valores al mínimo. En particular, la resistencia al gel debe mantenerse tan baja como sea posible, porque afecta el valor de presión requerida para romper la circulación, y la presión requerida para romper circulación debe sustraerse de la presión de fractura de la zapata del revestidor asentado [20].
76
Se puede utilizar la siguiente fórmula:
P
=
L
⎛ ⎜ ⎝ 300
Y
* d
⎞ ⎟ ⎠
(Ecuación 24)
L= Longitud columna de sondeo. Υ= 10-min resistencia al gel.
d= Diámetro interior de la sarta de perforación.
2.8 Estimaciones de las Presiones de Formación Después de la Perforación Los registros necesarios para realizar las estimaciones de las presiones de poros se clasifican de la siguiente manera:
I.- Registros Espontáneos: Tratan con propiedades naturales de la roca tales como temperatura o radioactividad [21]. Registros Gamma Ray: Muestran la radioactividad natural de formaciones, lo cual se debe a su concentración de uranio, torio y potasio. La intensidad de la radiactividad, que es medida en función de la densidad de las rocas, la cual influye en la dispersión de Compton de los rayos gamma. Rocas más densas pueden provocar una dispersión más grande y por ello mostrar valores más bajos. El promedio más alto de radioactividad de todas las rocas sedimentarias es mostrada por la lutita, de tal manera que este tipo de registro es usado principalmente para determinar el volumen de esto último. Muchas de las areniscas muestran valores bajos de gamma, de manera que estos registros sean útiles para indicar variaciones de dimensiones del grano. Minerales tales como el feldespato, glauconita, circón y monasita, así como fragmentos líticos y clastos de barro pueden causar también altos valores [21].
77
II.- Registros de Inducción: Miden la respuesta de rocas cuando están sujetas a ciertos procesos (ejemplo dado: Bombardeo con rayos gamma o neutrones) [21]. Registros Sónicos: Graban el tiempo de propagación de las ondas sonoras a través de un grosor específico de una formación y son por ello el inverso de la velocidad sónica. Lo último se graba en metros/segundo y el registro sónico es simbolizado como ∆t. Las ondas sonoras son propagadas principalmente a lo largo del lado del pozo con poca penetración (12 cm a 1 metro). La resolución de grosores de capas es dependiente de la distancia entre los receptores la cual es aproximadamente 60 cm. El tiempo de propagación está en función de la porosidad, densidad, dimensión del grano, saturación del gas, temperatura, presión del poro y compactación de la roca. La presión anormal del poro y un incremento en el contenido orgánico están indicados por una disminución de la velocidad sónica. Litológicamente éstos pueden ser usados para distinguir entre carbonatos (alta velocidad), areniscas (intermedio) y lutita (baja a intermedia), aun cuando pueden ocurrir muchas variaciones [21]. Resistividad Eléctrica: Miden ambos la habilidad de una formación para conducir corrientes eléctricas. Los registros de inducción miden la conductividad miliomhs/m, donde la resistividad es expresada en ohms m 2/m. La conductividad de las corrientes eléctricas depende principalmente de la salinidad de los fluidos dentro de las rocas y muestra una correlación positiva directa con lo último. Formaciones porosas con agua salobre tienen por ello una resistividad más baja que la roca que contiene agua fresca, las mismas rocas con hidrocarburos mostrarán una alta resistividad. Los registros de resistividad son por lo tanto usados principalmente para encontrar ocurrencias de hidrocarburos. La resistividad del fluido es expresada como R w. El factor de resistividad de la formación (F) está relacionado a la composición de la roca y textura, normalmente
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varía entre 5 y 500 con buena porosidad de las areniscas y tiene un valor f aproximado de 10, y las limolitas no porosas muestran un valor de 300 a 400. F es independiente del tipo de fluido en los poros y junto con éste determina la resistividad total R 0 [21]. Ro
= FRw
(Ecuación 25)
Registros de Densidad: miden la densidad de los minerales así como los fluidos de poros de la roca. La técnica usa rayos gamma de mediana energía y dispersión Compton el cual es una función del número de electrones contenidos por los minerales. La profundidad de penetración es muy superficial (menos de 10 cm) pero la resolución de las capas es buena, 50 cm a un metro. Una cuarcita limpia tendrá una densidad de 2,65 g/cm3 pero una arenisca saturada de agua porosa tiene sólo 2,49 g/cm 3. Estos registros son consecuentemente usados para determinar la porosidad e indirectamente también la densidad del hidrocarburo. Este es también un método útil para asistir en identificar la litología y mineralogía cuando es usada en combinación con un registro de neutrón. Otros usos son para determinar el grado de compactación e incluso la edad relativa de las lutitas mientras ésta puede sólo indicar zonas de presión porosa anormales [21]. 2.8.1 Método de Registro Sónico y Resistividad Los sedimentos sobrepresionados tienen diferentes características físicas y químicas que los sedimentos con presión normal, uno de los puntos más importantes es la transmisibilidad del sonido. En general a mayor compactación de los sedimentos, la velocidad del sonido se incrementa y el tiempo de viaje se reduce. Un aumento en el tiempo de viaje indica que las propiedades de la roca han cambiado.
79
La retención de agua en las rocas hace que la velocidad del sonido disminuya, lo cual resulta en un tiempo de viaje mayor, esto es en zonas de presión anormal, donde la velocidad del sonido disminuye. Los registros eléctricos pueden utilizarse para calcular las presiones de las formaciones debido a las mismas propiedades de la formación que afectan la velocidad del sonido. Las lutitas con sobre presión son mucho más salinas que las lutitas compactadas arriba de la zona de transición. A mayor salinidad en la zona de alta presión se debe a que el agua del poro de las lutitas tiene la misma concentración de sales que el agua del mar original en la cual las lutitas fueron depositadas
[21]
.
Con el registro Sónico se puede hacer: 1. Un registro sintético de Densidad con la siguiente fórmula: Ecuación de Gadner para análisis de densidad a partir de registros sónicos: B
⎛ 10 6 ⎞ ⎟⎟ ρ = A⎜⎜ ⎝ DT ⎠
sónico
(Ecuación 26)
Donde: ρ=Densidad.
A=Coeficiente 0,23. B= Coeficiente 0,25. DT= Datos Sónicos μ seg / pies .
2. Trend de Compactación Normal: Ecuación Sónica de Bowers para el cálculo del Trend de Compactación:
80
106
DT =
106 DTml
(Ecuación 27)
+ Ασ norm B
Donde: DT = Tiempo
DT ml
de viaje del registro sónico en μ seg / pies
= Tiempo de viaje del Sónico en la referencia de la línea de lodo
(mudline) en μ seg / pies .
σ norm
= Esfuerzo efectivo asumiendo la presión normal en Lpc/pie.
Α yB = Son dos variables empíricas que representan un mejor ajuste para la relación entre la velocidad y el esfuerzo efectivo sobre la base de la ubicación de donde los datos fueron tomados.
3. Presión de Poro: Ecuación de Bowers para calcular Presión de Poros a partir de registros Sónicos con sus parámetros: El parámetro de entrada "profundidad de velocidad máxima" d max , controla si la descarga se ha producido o no. Si la descarga no ha ocurrido d max ≥ prof la ecuación a utilizar es la siguiente:
⎛ 10 6 10 6 ⎞ ⎜⎜ ⎟⎟ − DT DT ml ⎠ ⎝ Pp
=
A profundidad
1 / B
(Ecuación 28)
81
Si
d max
≤ prof entonces el comportamiento de descarga es asumido y la
Presiones de Poro se calcula de la siguiente manera:
⎛ 10 6 ⎛ 10 6 ⎞ ⎞ ⎜ ⎟⎟ ⎟ − ⎜⎜ ⎜ DT ⎝ DT ml ⎠ ⎟ (σ max )(1−U ) ⎜ ⎟ A ⎜ ⎟ ⎜ ⎟ ⎝ ⎠ Pp = OBG −
U / B
profundidad
(Ecuación 29)
donde:
σ max
⎛ 10 6 10 6 ⎞ ⎜ ⎟ − DT min DT ml ⎟ ⎜ =⎜ ⎟ A ⎜⎜ ⎟⎟ ⎝ ⎠
1 / B
(Ecuación 30)
Donde: σ max OBG Pp
= Esfuerzo máximo. = Gradiente de sobrecarga (Lpc/pie; Lb/gal etc).
= Presión de poro (Lpc/pie; Lb/gal etc).
DT ml
= Tiempo de viaje del registro sónico (microseg/ft).
A, B , U = Valores V max
empíricos.
= Velocidad a la cual ocurre la descarga durante el enterramiento de los
sedimentos a una profundidad mayor a la mínima. d max
= Profundidad mínima de la descarga durante el enterramiento de los
sedimentos. Profundidad= Profundidad referenciada en TVD (true vertical depth).
CAPÍTULO III UBICACIÓN 3.1 Ubicación Geográfica y Coordenadas: Nombre: TRAVI ESTE – CX La localización se encuentra al Noroeste del Estado Monagas Venezuela. Ubicada a ± 3 km, al Oeste de la población de Punta de Mata. Sus coordenadas geográficas son: N 1.072.825,00 m y E 429.817,28 m (coordenadas UTM según el Datum La Canoa), y N: 1.072.466,05 m y E: 429.625,24 m (coordenadas UTM según el Datum Sirgas-Regven) ver (Figura 22).
Figura N° 22. Ubicación Geográfica de la Localización TRAVI ESTE CX
[22]
.
83
La localización TRAVI ESTE CX representa una oportunidad exploratoria cuyo objetivo es el de investigar la prospectividad de un bloque estructural en el área de reservas probables del Pozo TRV-2X. La trampa objetivo está representada por un monoclinal fallado, de buzamiento hacia el noroeste, separado del área de reservas probadas del pozo TRV-2X por una serie de fallas transgresivas, oblicuas al Corrimiento Travi –Jusepín
[22]
.
3.2 Estratigrafía Regional La localización TRAVI ESTE-CX , muestra una carta de correlación generalizada para esta provincia geológica ver (Figura) 23. ÁREA
EDAD
O O R C G O E N I N R O O R R O Í E R C
O T L A S L E
A O D M A S N A C O
L A I R R U F L E
L A T I R I P
R O A Í I R N E A T R N I R E L S E D
NIVEL DEL MAR
S A O I C N N O E T U C C E C T E S S O L C I
PLIO-PLEISTOCENO
P P S
MIOCENO TARDIO
2 M S
s í a p e 1 t n M A S
MIOCENO MEDIO
MIOCENOTEMPRANO
OLIGOCENO
N Ó I C ? I S N A R T
EOCENO
PALEOCENO
o v i s a 2 P K n S e g r a M
MAASTRICHTIENSE CAMPANIENSE CENOMANIENSE ALBIENSE APTIENSE
CANOA CHIMANA -
BARREMIENSE
1 K S
Zona productora de petróleo PRE-K
A C N E U C
Zona productora de gas
T F I R
? T F I R
Figura N° 23. Carta de correlación estratigráfica en sentido Norte – Sur a lo largo de la cuenca Oriental [22].
84
El área del Norte de Monagas, puede distinguirse tres secuencias perforadas y asociadas a los procesos geodinámicos que han afectado la cuenca desde el Cretácico. La secuencia más antigua perforada corresponde al margen pasivo desarrollado durante el cretácico. La secuencia SK1 representa la etapa inicial del margen pasivo. Su base es hasta ahora desconocida. En el subsuelo del Norte de Monagas esta secuencia ha sido perforada en el bloque de Pirital donde está representada por las formaciones Barranquín, El Cantil y Chimana. La secuencia SK2 constituye un ciclo transgresivo – regresivo generalizado. Se inicia con un sistema transgresivo que dio origen a las condiciones de mayor profundidad registradas en todo el margen pasivo. La sección de subsuelo mejor conocida está ubicada en el bloque de Pirital y comprende las formaciones Querecual, San Antonio y San Juan. La Formación Querecual representa el avance máximo de la transgresión marina sobre la plataforma y está integrada por calizas y lutitas finamente laminadas de muy alta riqueza orgánica, que representan la principal roca generadora de hidrocarburos del oriente venezolano. Hacia finales del cretácico se iniciaron una serie de procesos en respuesta al cambio geodinámico que daría origen al establecimiento de un margen activo en el área. Las unidades depositadas entre el Maestrichtiense y el Oligoceno están asociadas a este período de transición. El Maestrichtiense tardío – Eoceno Medio está representado por las lutitas marinas de la Formación Vidoño. Galea (1985) estima profundidades de agua en el orden de 2 km. Sobre esta unidad reposa la Formación Caratas, que es un intervalo arenoso granocreciente y progradante, depositado en ambientes marinos someros, asociados a un pulso regresivo abrupto. En el tope, se distingue el Miembro Tinajitas (parte tardía del Eoceno Medio) con claras evidencias de retrabajo (Sageman y Speed, 2003).
85
Sobre estas calizas se encuentra la Formación Los Jabillos, integrada por areniscas cuarzosas y glauconíticas, depositadas en ambientes marinos de plataforma. Esta unidad representa el inicio de la transgresión marina cuyo desarrollo máximo está asociado a un intervalo lutítico denominado Formación Areo, de edad Oligoceno. La batimetría de este intervalo lutítico se ubica en ambientes neríticos externos (Sageman y Speed, 2003). Entre finales del Oligoceno y el Mioceno Temprano pueden distinguirse múltiples secuencias separadas por discordancias de carácter regional, que están asociadas a la dinámica evolutiva del cinturón de corrimientos. La Formación Carapita consiste casi exclusivamente de una espesa secuencia de lutitas marinas, muy ricas en foraminíferos, con esporádicos intervalos arenosos, depositados en ambientes de plataforma interna a batial medio. Hacia el tope la formación presenta un carácter regresivo, con mayor desarrollo de cuerpos arenosos (Oliveros y Cesar 1993; Rodríguez, 1995). Posteriormente se produjo un nuevo pulso transgresivo – regresivo generalizado, sobre los depósitos del depocentro (foredeep), que está representado por la Formación La Pica. La sección inferior está integrada por depósitos continentales y de plataforma interna, mientras que la porción superior contiene mayormente lutitas marinas. Sobre el bloque de Pirital se produjo simultáneamente la depositación de la Formación Morichito. Esta unidad tiene forma lenticular y está limitada al Sur por el alto de Pirital y al Norte por las primeras estructuras aflorantes de la Serranía del Interior. La Formación Morichito está integrada por depósitos conglomeráticos y arenosos, agradantes. Su sedimentación se desarrolló en una cuenca continental restringida, limitada y alimentada por los bloques cabalgados circundantes (Cobos, 2002).
86
Finalmente, durante el Plioceno y el Pleistoceno se depositaron las formaciones Las Piedras y Mesa. En general, posee forma de cuña, con un engrosamiento hacia el Este – Sureste. Su base es una discordancia sobre las formaciones Morichito o La Pica. Esta unidad representa el relleno final de la cuenca de Maturín, con desarrollo de ambientes neríticos internos y continentales, y depósitos constituidos por areniscas de grano fino a conglomeráticas, intercaladas con lutitas [22].
3.3 Modelo Estructural Regional El área de estudio se encuentra ubicada en La Serranía del Interior de la Cuenca Oriental de Venezuela, en una zona estructuralmente compleja denominada “Bloque Bergantín” (Wilson, 1968 citado en Roure et al., 1994), está localizada entre grandes rasgos tectónicos: El Corrimiento de Pirital al Norte; el Frente de Deformación al Sur; el sistema de fallas de Urica al Oeste y la falla de San Francisco al Este (Figura 24). MAR CARIBE
N
ISLA DE MARGARITA ARAYA
PARIA
Falla El Pilar
R R I O T E N I L D E N I A A R . F BARCELONA S E R . S
G O L P AR F O I A D E
CUMANA
I R E U I Q R I Q U F.
. F .
F . U R I C E A D
L T A R I P I . F
A N C U E I C O C R B S U G U A
O A C A N . F
SUB-CUENCA DE MATURIN
Falla inversa Falla normal Drenaje
LEYENDA
Ciudad Falla transcurrente 0
O N C I A R M MATURÍN F O E D E E D T E N F R
50
O O C R I N O R I O
ESCUDO DE GUAYANA
100 km
Figura N° 24. Estructura Regional
[22]
.
87
El patrón observado en la Serranía del Interior involucra corrimientos, retrocorrimientos y rampas laterales, que controlan la geometría y disposición de las estructuras. Este patrón se repite a diferentes escalas, y se extiende a las estructuras soterradas que representan las trampas tipo del Norte de Monagas. Se ha desarrollado la interpretación del cubo Travi – Cotoperí 2005, a una densidad de 10 líneas (400 m) y 30 trazas (600 m), donde se define la estructura como un anticlinal fallado con rumbo SO-NE y buzamientos NE-NO. Las estructuras ubicadas en el área de Travi están asociadas a la sección más espesa del corrimiento de El Furrial, la cual involucra una columna Cretácico Inferior – Mioceno Inferior. En esta zona, se desarrollan tres corrimientos de carácter regional, a saber: Corrimiento de Cotoperí, Corrimiento de Jusepín y Corrimiento de Travi Norte; Que a su vez están asociados a alineamientos estructurales, con orientación Suroeste – Noreste (Figuras 23, 24 y 25)
[22]
.
88
Figura N° 25. Mapa estructural al tope de la Formación Naricual mostrando los rasgos estructurales principales. Se aprecian, los corrimientos: Travi-Jusepín (marrón), TRV-4 – Cotoperí (azul) y Travi Norte (verde) [22].
89
3.4 Formación Carapita como Roca Sello La Formación Carapita, con un espesor que varía entre 3.000 y 10.000 pies, garantiza un sello efectivo para la retención de los hidrocarburos. El sello vertical está representado por el potente intervalo de lutitas de la Formación Carapita, mientras que el lateral lo constituyen las fallas observadas en la sísmica y que limitan la estructura y es muy común encontrar formaciones geológicas sobrepresurizadas debido entre otras causas a la sedimentación rápida en las secuencias deltáicas jóvenes, ésta trampa es de tipo anticlinal asimétrico, formado por el Corrimiento Travi – Jusepín, de vergencia Sureste, y cuyo desplazamiento disminuye progresivamente de Este a Oeste. Las diferencias de desplazamiento han sido acomodadas con trampas laterales de orientación Noroeste – Sureste, las cuales han generado altos estructurales independientes, sobre el mismo corrimiento principal [22].
90
3.5 Descripción Geológica de la Localización
Figura N° 26. Columna estratigráfica generalizada de la Cuenca Oriental de Venezuela [22].
La columna estratigráfica que se estima penetrar con la perforación de este prospecto, TRAVI ESTE - CX, se compone de sedimentos que van desde el
91
Cretácico hasta la formación más Reciente, de base a tope. Compuesta por las Formaciones, de más antigua a más reciente: San Juan, Caratas-Vidoño, Naricual, Carapita E, Carapita, Chimana – El Cantil alóctono, Querecual alóctono, San Antonio alóctono, San Juan alóctono, Caratas – Vidoño alóctono, Areo alóctono, Los Jabillos alóctono, Naricual alóctono, Carapita alóctono, Mesa - Las piedras
[22]
.
Figura N° 27. Prognosis Litoestratigráfica y profundidades de los topes estimados para el prospecto TRAVI ESTE – CX [22].
A continuación se presenta una breve caracterización de cada una de las unidades estratigráficas que se estima conseguir con la perforación del prospecto
92
delineador TRAVI ESTE - CX; en orden estratigráfico de más reciente a más antigua:
Formación Mesa-Las Piedras (Plioceno-Reciente): Desde Superficie a – 1.420 pies (espesor 1.420 pies). Está conformada principalmente por arenas de grano grueso, gravas ferruginosas y conglomerados compactos, asociados con cuerpos de arcillas solubles de colores gris, rojo y crema. Formación Carapita Alóctono (Oligoceno Tardío - Mioceno Medio): Desde -1.420 pies a -4.850 pies (espesor 3.430 pies). Constituida principalmente, por una espesa secuencia de lutita gris oscuro a negro, en ocasiones gris verdoso, astillosas, con superficies cóncavas micropiríticas, fosilíferas, microcarbonáceas. Formación Naricual Alóctono (Oligoceno): Desde -4.850 pies a -6.590 pies (espesor 1.740 pies). Es caracterizada por una alternancia de areniscas y lutitas que muestran apilamiento de secuencias agradacionales; las areniscas típicamente masivas, de color claro, cuarzosas, friables a cuarcíticas y de grano medio a grueso. Las lutitas y limolitas son de color gris a negro, blandas, pizarrosas, arenáceas, micáceas, carbonáceas, siendo prácticamente estériles de microfósiles. Formación Areo Alóctono, (Oligoceno): Desde -6.590 pies a – 6.770 pies (espesor 180 pies). La litología predominante es lutitas grises. Además, capas ocasionales de areniscas, cuarcíticas, duras, de color gris claro a blanco. Formación Los Jabillos Alóctono, (Oligoceno): Desde -6.770 pies a -7.450 pies (espesor 680 pies). Formada principalmente de areniscas cuarcíferas, de grano medio a grueso, en capas de gran espesor, con intercalaciones de lutitas limosas y comúnmente rítmicas.
93
Formación Caratas–Vidoño Alóctono, (Eoceno – Paleoceno): Desde 7.450 pies a -8.150 pies (espesor 700 pies). La Formación Caratas consiste en una secuencia compleja de limolitas y areniscas que pueden ser marcademente Glauconíticas, dolomíticas o calcáreas. La Formación Vidoño está constituida por lutitas oscuras, ricas en foraminíferos, con capas menores de areniscas y limolitas calcáreas duras, con glauconita. Formación San Juan Alóctono, (Cretácico): Desde -8.150 pies a -8.850 pies (espesor 700 pies). Constituida por areniscas masivas gris claro, de grano fino a muy fino, diagenetizadas, calcáreas y glauconíticas, con intercalaciones delgadas de lutitas grises ligeramente calcáreas. Formación San Antonio Alóctono, (Cretácico): Desde -8.850 pies a 11.050 pies (espesor 2.200 pies). Constituida por areniscas masivas gris claro, de grano fino a muy fino, diagenetizadas, calcáreas y glauconíticas, con intercalaciones de lutitas grises calcáreas. Formación Querecual Alóctono, (Cretácico): Desde –11.050 pies a – 12.600 pies (espesor 1.550 pies). La constituyen, principalmente lutitas negras, duras, fosilíferas, calcáreas, arenosas y glauconíticas. Formación Chimana–El Cantil Alóctono, (Cretácico): Desde -12.600 pies a 13.850 pies (espesor 1.250 pies). En su sección superior, la componen lutitas negras, duras, fosilíferas, calcáreas, arenosas y glauconíticas (Fm. Chimana). La parte basal, la conforman calizas intercaladas con lutitas pertenecientes a la Fm. El Cantil. Formación Carapita (Mioceno Temprano – Mioceno Tardío): Desde -13.850 pies a -17.600 pies (espesor 3.750 pies). Esta formación representa la roca sello, la cual tiene un comportamiento sobre presurizado, es discordante sobre
94
formaciones más antiguas, y está constituida principalmente por lutitas subcompactadas, con capas arenosas y limosas de color gris a gris verdoso en bloques, en parte laminar, astillosa, con superficies cóncavas micropiríticas, fosilíferas, microcarbonáceas. Las limolitas que se presentan tienen la misma coloración que las lutitas y las areniscas basales son cuarzo cristalinas, de grano fino a medio, moderadamente duras. Ambiente batial a nerítico. El ambiente de sedimentación va de marino somero en la zona basal hasta marino profundo.
Formación Naricual (Oligoceno): Desde -17.600 pies a -18.850 pies (espesor 1.250 pies). Caracterizada por una alternancia de areniscas y lutitas que muestran apilamiento de secuencias agradacionales; las areniscas típicamente masivas, de color claro, cuarzosas, friables a cuarcíticas y de grano medio a grueso. Formación Caratas–Vidoño (Eoceno - Paleoceno): Desde -18.850 pies hasta 18.898 pies (espesor 48 pies). La Formación Caratas corresponde a sedimentos de la parte superior del bloque alóctono; se caracteriza por presentar una caliza de color beige a gris seguido por un contacto concordante con la Formación Vidoño, constituida por lutitas grises a negras calcáreas con inclusiones de glauconita y pirita [22].
CAPÍTULO IV DESARROLLO DE LA INVESTIGACIÓN 4.1 Escogencia de la data del cubo Sísmico del área y los perfiles eléctricos de los pozos vecinos de la localización Exploratoria Travi Este CX Para escoger la información necesaria para la estimación de la presión de poros y el gradiente de fractura de la localización exploratoria Travi Este_CX, nos fundamentamos en la Figura 25 capítulo 3 que representa el mapa de ubicación de la localización y sus pozos vecinos, por lo se decidió trabajar con los pozos, del campo TRAVIS: “TRV-2X”, “TRV-3”, “TRV-4X”, y del campo Santa Bárbara: “SBC130X” y “SBC-136” todos éstos fueron perforados por la gerencia de exploración. Los pozos que están representados con la terminología “ X”, quiere decir que son pozos de exploración y los que no la llevan son pozos de avanzada o también llamados delineadores; Cada pozo debe llevar su término adecuado para efectos de reglamentos internos que se deben cumplir de acuerdo al Ministerio de Energía y Petróleo (MENPET). Luego de tener ubicada el área de estudio y sus pozos vecinos, las coordenadas de superficie para la ubicación del cubo sísmico fueron: TABLA N°2. COORDENADAS DEL CUBO SÍSMICO DE CADA POZO [22]. TRV-2X
TRV-3
TRV-4X
SBC-130X
SBC-136
N: 1.073.557
N: 1.074.423
N: 1.076.643
N: 1.073.807
N: 1.075.467
E: 435.303
E: 436.040
E: 434.289
E: 425.958
E: 426.851
Se extrajeron del cubo sísmico las velocidades interválicas de cada pozo. Seguidamente del recurso interno de intranet de PDVSA, específicamente la ruta \\plcgua704-exploración en cada carpeta de pozo se obtuvieron los registros de
96
gamma ray, resistividad, conductividad, densidad y el cáliper, para los pozos mencionados anteriormente y cada uno en el formato que exige el programa de computación Drillworks Predict, el cual es .Las
4.2 Cálculo de Presión de Poro y Gradiente de Fractura del área en estudio a partir de la Sísmica y Registros de Pozos El cálculo de presión de poro y gradiente de fractura de cada uno de los cinco pozos se realizó de la siguiente manera: 1. Inicialmente se importaron al programa de computación todos los registros de pozos previamente seleccionados, en el formato (.las) que exige el programa, identificados como GR para gamma ray de color azul, RD para resistividad de color azul marino, DT para el registro sónico de color verde, y el RHOB para la Densidad de color vinotinto. (Figuras 28, 29, 30, 31 y 32). Y las velocidades interválicas de cada pozo representadas con el color negro, identificadas con las letras “Vel” (Figuras 43, 44, 45, 46, 47). 2. Como la curva de los registros de gamma ray observados para cada pozo tiene un comportamiento de salto de derecha a izquierda, más la variación litológica y la diferencia del diámetro del hoyo observado por el registro caliper, se trazó una línea de base de lutita representada de color amarillo, a mano alzada de acuerdo a los intervalos de lutitas observados en este registro, y se realiza en este perfil porque puede mostrar la radioactividad natural de las formaciones, lo cual se debe a su concentración de uranio, torio y potasio. La intensidad de la radiactividad, es medida en función de la densidad de las rocas y el promedio más alto de radioactividad de todas las rocas sedimentarias es mostrada por la lutita.
97
3. Con la línea de base de lutita ya definida en el registro Gamma en los cinco pozos, se realizó una transferencia de intervalos de lutitas en todo el registro de resistividad y en el registro sónico que se muestra de color amarillo en el segundo y tercer track de las Figuras 28, 29, 30, 31 y 32. Se seleccionaron a través de un filtrado matemático, los valores de tiempo de tránsito de la onda compresional, provenientes de las lutitas; después de establecer la línea de corte de lutitas, escogiendo los valores que exceden el valor de corte en la línea base de lutitas que posteriormente fueron filtrados sin omitir los puntos que no puedan ser promediados al inicio o al final del total de datos, para obtener solo la línea de la lulita en los dos registros. Se realizó de esta manera porque los pozos no presentaron lutitas completamente limpias, puesto que en el masterlog que es el registro de secuencia litológica del pozo, se podía observar claramente las intercalaciones de arenas entre las lutitas. 4. Para cada pozo se realizó un perfil sintético de Densidad a partir del sónico, mostrado de color azul en el cuarto track, a través de la ecuación sónica de Gardner (ecuación 9) e igualmente con la ecuación de Gardner con velocidades interválicas, la función de realizar el perfil sintético es para completar de alguna manera el registro de densidad. 5. Partiendo de
que el
gradiente de
presión de
sobrecarga
(OVERBURDEN, OBG) es la presión ejercida por el peso de la capa de sedimentos más el fluido contenido en los poros, es decir, el peso o esfuerzo vertical de todos los sedimentos por encima más el fluido entrampado en la roca. Se realizó el paso número 4 porque es necesario completar de alguna manera el registro de densidad, que en este caso se estimó con la información preexistente del registro sónico
98
y con el registro de densidad completo desde la elevación de la mesa rotaria (por tratar de pozos en tierra) se calculó la sobrecarga ejecutando una integración numérica del registro de densidad. ( ecuación 18), y también se calculó una sobrecarga para los cinco pozos a partir del registro de Densidad determinado con las velocidades interválicas con la correlación de Gardner (ecuación 9). 6. Seguidamente se calculó un Trend de Compactación Normal (Normal Compactation Trend NCT), se realiza para cumplir con la base teórica de compactación normal entre un rango de densidad de agua de 8,33 Lpc/pies y de agua de formación 8,91 Lpc/pies, normalmente, la densidad de las lutitas aumenta con la profundidad, debido a que el peso de unidad de arcilla es mayor cuando el agua libre es expulsada y migra hacia formaciones de arena por el proceso de compactación. Cuando la densidad disminuye por debajo de una línea normal de tendencia, se puede decir que la presión de formación ha aumentado. La densidad de arcillas disminuye a medida que una zona de transición de presión más alta es penetrada, porque la arcilla anormalmente presionada contiene más agua. Este Trend se graficó en el registro sónico porque fue calculado con la correlación Sónicas de Bowers donde este científico agregó dos términos que son A y B (ecuación 27) que representan dos valores empíricos que producen un mejor ajuste para la relación entre la velocidad y el esfuerzo efectivo, y éstos son sus valores teóricos establecidos para A: 14,2 y para B:0,724; así que se podría decir que es más confiable con respecto a otros autores que no toman en cuenta esta relación. Para los pozos SBC-130X y SBC-136 fue necesario estimar tres Trend de Compactación para poder ajustar los cálculos posteriores donde para el pozo SBC-130X A y B fueron 14,2 y 0,75 respectivamente en el Trend 1, para el Trend 2: A: 14 y B: 0,738 y en el Trend 3: A: 14,2 y B:
99
0,738. Y para el pozo SBC-136 el Trend 1: A: 14,4, B: 0,75, Trend 2: A: 14,2 y B: 0,74 y el último Trend de este pozo se ajustó con el valor de A: 14,2 y B: 0,705. En cambio para los pozos TRV-2X, TRV-3 y TRV-4X sólo se realizó un Trend de compactación, bajo los valores de A y B establecidos, teóricamente es lógico porque pertenecen al mismo campo y se encuentran relativamente cerca, por lo que se puede decir que la zona cumple con la misma tendencia de compactación normal. Todos los Trend de compactación mencionados anteriormente se determinaron a partir de los datos de registros de pozos. Por supuesto también se realizó un Trend a partir de los datos de las velocidades interválicas con la correlación de Bowers (ecuación 12). 7. La estimación de la presión de poro ofrece el valor de la presión ejercida por los fluidos contenidos en los poros de la roca, al quedar atrapados en el momento del proceso de sedimentación; parámetro en el cual las técnicas de perforación se pueden basar para perforar un pozo en balance, sobre balance o bajo balance. La presión de poro se calculó en función de la profundidad mediante el uso de la correlación sónica de Bowers, estipulada en el programa de computación Drillworks Predict, tomando como referencia teórica una presión de poro normal de 8,75 Lpc/pies, para calibrar las presiones de cada pozo, el sistema computarizado consiste en aplicar una correlación numérica en función de la profundidad, en proporción del parámetro del Trend normal de compactación y el gradiente de sobrecarga a partir de los datos del registro sónico, e igualmente se estimaron a partir de las velocidades interválicas registradas en los pozos analizados continuando con la correlación de Bowers para cálculo de presión de poro a partir de esas velocidades (ecuación 12). En el caso de los pozos SBC-130X y SBC-136 fue necesario hacer tres cálculos
100
de presión de poro, es decir uno por cada Trend de compactación normal calculado con los datos de registros debido a la variación litológica que tienen los dos pozos, seguidamente a partir de las tres magnitudes calculadas de la presión se realizó una presión de poro compuesta entre las profundidades comprendidas para el Trend 1: desde 2.100 ft hasta 8.120 ft, para el Trend 2: desde 8120 ft hasta 15.750 ft, y para el Trend 3: desde 15.750 ft hasta 20.200 ft, y la presión de poro final calculada se filtro entre 91 y 270 para lograr el ajuste adecuado de los datos para el pozo SBC-130X, y en el caso del pozo SBC-136 la presión se calculo de la misma manera que el SBC130X, solo que los intervalos de la determinación de la presión de poro compuesta fueron: para el Trend 1: desde 900 ft hasta 7.330 ft, luego desde 7.330 ft hasta 12.660 ft para el Trend 2 y por último desde 12.660 ft hasta 21.140 ft para el Trend número 3, por supuesto también se filtró entre 91 y 270; esa presión de poros compuesta para ajustar las magnitudes de la presión y arrojar el valor definitivo de la presión de poro. El filtrado (figura 28) en el segundo carril es la gráfica de color rojo y en el tercer carril es la gráfica ad e color azul, es el valor especificado en un campo de puntos sin omitir los puntos promediados al inicio y final de los datos. Para los pozos TRV-2X, TRV-3 y TRV-4X la presión de poro se obtuvo aplicando un solo Trend de compactación normal para cada pozo, pero también fue necesario filtrar entre 91 y 270 para obtener la presión de poro final. Es muy importante resaltar que la estimación de las magnitudes de la Presión de Poro brinda a los ingenieros de perforación, minimizar los riesgos operacionales durante la perforación, realizar un diseño adecuado de asentamiento de revestidores, utilizar una densidad de lodo adecuada para perforar las diferentes zonas litológicas y todo esto para optimizar el tiempo de perforación de los pozos.
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8. Tomando en cuenta que el gradiente de fractura es la presión máxima que puede resistir la roca sin fracturarse, y basándonos en la ecuación de Eaton (ecuación 5), para los pozos SBC-130X, SBC-136 y TRV-2X, TRV-3, TRV-4X se estimó el gradiente de fractura con el valor constante del coeficiente de Poisson´s el cual es 0.4, cabe mencionar que para calcular el gradiente es necesario tener el análisis de la presión de poro, el coeficiente de Poisson´s y la sobrecarga y de esta manera se estimó el gradiente de fractura para cada pozo de la misma manera con la misma ecuación.
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Figura N° 28. Gráfico de importación de datos para estimación de Presión de Poro y Gradiente de Fractura del pozo SBC-130X.
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Figura N° 29. Gráfico de importación de datos para estimación de Presión de Poro y Gradiente de Fractura del pozo SBC-136.
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Figura N° 30. Gráfico de importación de datos para estimación de Presión de Poro y Gradiente de Fractura del pozo TRV-2X.
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Figura N° 31. Gráfico de importación de datos para estimación de Presión de Poro y Gradiente de Fractura del pozo TRV-3.
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Figura N° 32. Gráfico de importación de datos para estimación de Presión de Poro y Gradiente de Fractura del pozo TRV-4.
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4.3 Calibración con la información de pesos de lodo, LOT, MDT, DST, e Historia de Perforación, de los pozos con las curvas de Presión de Poro y Gradiente de Fractura calculados La estimación de la presión de poro se calibró con la curva de la densidad del lodo utilizada durante la perforación en los pozos SBC-130X, SBC-130, TRV-2X, TRV-3 y TRV-4X, graficándola en el carril donde está graficada la presión de poro en una escala a partir de 8, porque nos fundamentamos en el principio de la compactación a una presión normal de 8,33 Lpc/pies y a partir de allí se observó toda la diferencia de presión de poro desde normal hasta los tramos de presiones de poros anormales, que se presentan en todos los pozos en la formación lutitica Carapita del período Mioceno con intercalaciones de capas arenosas y limosas en parte laminar y astillosa y es la roca sello de la formación productora llamada Naricual, otro dato muy importante con el que se ajustó la presión de poros fue con los puntos de presión de la prueba de (Modular Formation Dynamics Tester MDT módulo de formación dinámica) que consiste en tomar puntos de presión en la formación, como la prueba MDT es una toma directa de presión dentro de la formación, la presión de poro ajustó en cada punto de referencia MDT. Para este estudio solo se tomaron estos parámetros como referencia para la calibración de la presión de poro, es de suma importancia la determinación adecuada de la presión de poro; porque si no calibra con la información; pues la estimación no es la correcta, quiere decir que el Trend de compactación normal no está bien trazado o ajustado o en otro caso la línea de lutita no esta trazada adecuadamente. La calibración del gradiente de fractura de los 5 pozos se realizó con la prueba de Leak Off Test (L.O.T.) y con los puntos de Prueba de Integridad de Presón (P.I.P). En esta calibración todos los gradientes de fractura se ajustaron, pues cumplieron con la teoría, donde ninguno sobrepasó el límite de fractura
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(L.O.T.); es decir las estimaciones están por debajo del L.O.T. y justo pasaron por los puntos (P.I.P), el cual es el primer punto de resistencia que soporta la formación si alcanzar el limite de fractura.
4.4 Comparación de los valores de Presión obtenidos a través de la data Sísmica y los Registros de pozos Para poder ofrecer una comparación de los valores de presión, era necesario tener una correcta estimación de la presión de poro con los datos sísmicos, pero los valores suministrados por la gerencia del dato de las velocidades interválicas no son los indicados para estimar presiones de poro, pues esas velocidades deberían ser procesadas de acuerdo a la imagen 8 la cual es un procesado más detallado de las reflexiones de las ondas sísmicas, la obtención de las velocidades correctas para calcular geopresiones se pueden procesar de acuerdo a las publicaciones:
• (How Does Seismic Data Quality Influence Pore Pressure Estimation and Interpretation por Gary Yu; Geotrace Technologies). • (Procesamiento en tiempo de datos Sísmicos de reflexión de ondas p en medios con isotropía transversal con eje de simetría vertical (ITV) Geos, 2003, vol 23, p. 302-309).
• (Velocity determination for pore pressure prediction, Satinder Chopra y Alan Huffman, Arcis Corporation, Calgary, Alberta, Canada; Funsion Petroleum Technologies, Houston, USA). Finalmente la presión de poro calculada antes de la perforación debería ser comparada con la presión de poro calculada a partir del registros sónico después que el pozo esté perforado y deberían ser similares las curvas. Si no es así se tendrán que chequear los análisis de las estimaciones.
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4.5 Estimación del perfil de Presión de Poro y Gradiente de Fractura para la localización Exploratoria Travi Este CX La presión de poro de la Localización CX, debería ser determinada con unos datos confiables de las velocidades interválicas ya que es la información que inicialmente se procesa para realizar el proyecto, para perforar un nuevo pozo, pero esa información en este caso no resultó confiable así que nos basamos en calcular la presión de poro a partir de los pozos vecinos, que en este caso de acuerdo a la sección geológica, (figuras 50, 51) perforada del pozo TRV-4X y SBC-130X y su profundidad en TVD fue de 21.840 pies y 20.200 pies respectivamente y es muy parecida a la litología que perforará el pozo de la Localización CX y alcanzará una profundidad de TVD de 20.000 pies según la prognosis realizada por los geólogos de operaciones. Partiendo de esta similitud y la probabilidad de que el pozo sea parecido al TRV-4X por la ubicación o al SBC130X por si el corrimiento de Pirital deslizó algunos bloques de las formaciones buzamiento arriba, es por esto que entre los dos pozos se estimó la presión de poro de CX con una correlación de la litología llevada desde SBC-130X hasta CX y desde el TRV-4X hasta CX llamada tabla de topes (Top Table). Esto es posible porque el programa de computación Predict a través de esta tabla proyecta desde una primera columna la profundidad real del pozo SBC-130X y TRV-4X a una segunda columna a la profundidad de referencia de la litología de CX. Obteniendo una magnitud de la posible presión de poros que tendrá la Localización CX (Figuras 40 y 41).
CAPÍTULO V DISCUSIÓN DE RESULTADOS 5.1 Escogencia de la data del cubo Sísmico del área y los perfiles eléctricos de los pozos vecinos de la localización Exploratoria Travi Este CX La información escogida para el análisis se basó en la interpretación del mapa de la (Figura 25), puesto que la localización Travi Este CX está en el centro de los pozos TRV-2X- TRV-3, TRV-4X, que se encuentran al ESTE y SBC-130X y SBC-136, que se ubican hacia el Oeste, con estos nos basamos para extraer las coordenadas de la tabla número 2 para ubicar el cubo sísmico de donde serían procesadas las velocidades interválicas, y en el caso de los perfiles eléctricos, fueron escogidos de acuerdo al fundamento teórico de cuales registros se necesitan para estimar geopresiones y cuales son los que usa el programa de computación DrillWorks PREDICT Versión 10.5, tales como Rayos Gamma (GR), Sónico (DT), Resistividad (RES) y Densidad (RHOB); los cuales permitieron estimar la presión de poro, gradiente de fractura y presión de sobrecarga. Pudiendo predecir a través de correlaciones la ventana operacional de lodo para mantener la estabilidad en las paredes de la localización exploratoria.
5.2 Cálculo de la Presión de Poro y el Gradiente de Fractura del área en estudio a partir de la Sísmica y Registros de Pozos Para el pozo SBC-130X los cálculos realizados a través del programa de computación DrillWorks PREDICT, después de cargar los respectivos datos de los registros: Sónico (DT); Rayos Gamma (GR); Densidad (RHOB); Resistividad (Res) y Conductividad (CILD) (Figura 28).
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En el registro rayos gamma se estableció la línea base de lutitas indicando el valor de corte según el índice de arcillosidad, siendo ésta una relación lineal entre el GRmin y GR max (ecuación 18). Donde GR es el valor del registro va desde 1.000 pies hasta 20.300 pies de profundidad. Se puede apreciar en el primer carril el Gr de color azul y la línea de lutitas de color amarillo. En la (Figura 33), se muestra el perfil de presión de poro, el gradiente de fractura y presión de sobrecarga para el pozo SCB-130X estableciéndose las siguientes premisas en las geopresiones: 1. En el carril central se definieron los 3 Trend de compactación normal para calcular la presión de poro representado el primero con el color amarillo, el segundo con el color verde y el tercero con el color violeta. 2. En la tercera sección se puede observar la presión de poro representada con el color rojo, el gradiente de fractura se muestra con el color azul y la presión de sobrecarga con el color rosado. Donde se puede observar un comportamiento de presión de poro normal entre los valores de 8,43 Lpc/pies desde 35 pies hasta 15.000 pies de profundidad, desde allí se aprecia el cambio brusco de presión, en el tramo de transición de la formación Chimana a Carapita, pasando de un
comportamiento
de
presión
normal
a
presión
anormal
incrementando entre 9 Lpc/pies y 15 Lpc/pies en la formación Carapita, se observó que en el tramo de transición entre Carapita y Naricual es donde la presión de poro alcanza el valor máximo de 15 Lpc/pies y finalmente cuando comenzó la perforación de la Formación Naricual la Presión de Poro decrece. El valor de presión promedio en toda la formación Naricual no es mostrado porque el fin de este estudio es la interpretación de las presiones de poro anormales y éstas se presentan en la formación Carapita. Tomando en cuenta el
112
valor mínimo y máximo ( 9,9 Lpc/pies y 15,6 Lpc/pies), de presión en Carapita se estima que es debido al aumento de la compactación y el efecto tectónico compresivo en el área, sin embargo en la base de dicha sección, se observa una regresión de presión, analizando esta sección (10.500 pies-12.600 pies), la misma coincide con las imbricaciones tectónicas producto del corrimiento de Pirital la cual transporta gran parte de la Formación de Carapita, tomando en cuenta que el principal efecto no es la compactación de los sedimentos, y asumiendo que dicho bloque es el alóctono de Carapita, se tomó el método de sónico de Bowers, porque toma en cuenta la sobrecompactación más el fluido entrampado en la lutita, es probable que el esfuerzo principal éste relacionado al esfuerzo horizontal mínimo ya que el régimen dominante es compresivo. 3. A partir de la zona de regresión de presión, transicional con la Formación Naricual y en toda la sección de esta última, el comportamiento del perfil de presión de poro se desarrolla en forma decreciente, presentando hacia el tope un leve incremento, que puede ser atribuido a la presencia de capas de areniscas compactas. Su rango de valores, máximo y mínimo, son: 15,6 Lpc/pies y 9,9 Lpc/pies, las mismas se ajustan con los valores de presión de poro que midió la herramienta MDT. El gradiente de fractura del pozo SBC-130X se muestra en la (Figura 25) con el color azul marino, en el tercer carril, obteniendo un valor mínimo de 11,3 Lpc/pies y máximo hasta 18,2 Lpc/pies, el mayor gradiente se encuentra en la formación Carapita, porque como ya se mencionó anteriormente, ésta es la formación geopresurizada. Los valores estimados están bien fundamentados para expresar que es una zona sobrepresurizada, y no sobre pasa el gradiente de sobrecarga.
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Figura N° 33. Perfil de Presión de Poro y Gradiente de Fractura del pozo SBC-130X.
114 En el caso del pozo SBC-136 de igual manera que el pozo SBC-130X en el carril central se reflejan los tres Trend de Compactación que fueron necesarios para realizar una estimación de presión de poro correcta que se muestra de color rojo en el tercer carril donde se observó que la presión de poro mínima fue de 7,7 Lpc/pies y la máxima 14,5 Lpc/pies, y a la profundidad de 17.571 pies en TVD la cual es el tope de la Formación Carapita se observa el incremento de la presión de poro desde 10 Lpc/pies hasta 14,5 Lpc/pies y también se observó el mismo comportamiento del pozo anterior, que en el periodo de transición entre las formaciones Carapita y Naricual hay un máximo de presión de poro y luego comienza a decrecer a 13,4 Lpc/pies hasta llegar el tope de Naricual a la Profundidad de 19.590 pies en TVD y llega a 12,9 Lpc/pies en la base de Naricual (Figura 34). Y el valor del gradiente de fractura (color azul marino, tercer carril) fue de 13,9 Lpc/pies como mínimo y como máximo 18,1 Lpc/pies. Si analizamos el pozo vecino del mismo campo, es decir el pozo SBC-130X los valores de gradiente se mantienen en un rango de valores muy similares, sin sobrepasar la Presión máxima que resiste la roca, la cual fue de 18 Lpc/pies (Figura 34), por supuesto al igual que la presión de poro los valores más altos de gradiente se observaron en la Formación Carapita, que es la roca sello que se encuentra geopresurizada, y nuevamente vuelve a decrecer cuando llega a la formación productora Naricual.
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Figura N° 34. Perfil de Presión de Poro y Gradiente de Fractura del pozo SBC136.
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La presión de poro y el gradiente de fractura del pozo TRV-2X se observa desde la profundidad de 6.000 pies porque los cálculos fueron realizados con los métodos referenciados con el registro sónico y los datos de este pozo comienzan en esa profundidad para el caso del registro sónico, la presión de poro se calculó con el Método de Bowers (ecuación 29) arrojando un valor máximo de 16,4 Lpc/pies y mínimo de 10,9 Lpc/pies, él pozo perforó la Formación Carapita desde 870 pies hasta 18.230 con el corrimiento de Pirital (Travi-Jusepin) (Figura 25), a la profundidad de 12.250 pies, pero al igual que los demás pozos que perforaron la formación Carapita, ésta sigue manteniendo su comportamiento de sobrepresión aunque este pozo pertenezca al campo Travis, pero en referencia litológica se observa la diferencia de espesores de la Formación Carapita entre los pozos del campo Travis y los de Santa Bárbara, y por lo tanto la diferencia entre los valores de presión de poro (Figura 35) bajo la misma representación de carriles y colores para cada cálculo. Y al alcanzar la Formación Naricual su valor disminuye hasta 10,9 Lpc/pies a la profundidad de 18.230 pies. De igual manera cumplió con el comportamiento en el periodo de transición entre Carapita y Naricual de un pequeño aumento de 11,9 Lpc/pies a 12,9 Lpc/pies de la Presión de Poro y luego decrece al entrar por completo en Naricual hasta llegar a 10,9 Lpc/pies. El gradiente de fractura de TRV-2X arrojó un valor máximo de 18,6 Lpc/pies y su valor mínimo fue de 16,2 Lpc/pies, el rango de valores es alto debido al gran espesor de Carapita aproximadamente 17.300 pies de espesor, de igual manera en la zona de transición entre Carapita y Naricual el gradiente aumenta un poco de 18,5 Lpc/pies a 18,9 Lpc/pies, y en el tope de Naricual llega al valor de 17,9 Lpc/pies para finalmente culminar en 16,9 Lpc/pies. Debido al gran espesor de la formación Carapita los valores son elevados pero continúa manteniendo un máximo de 18 Lpc/pies, así que sé referencia con la misma Formación Carapita que perforaron los demás pozos, con el mismo comportamiento de sobrepresurización.
117
Figura N° 35. Perfil de Presión de Poro y Gradiente de Fractura del pozo TRV-2X.
118 En la estimación de la presión de poro del pozo TRV-3, la presión mínima fue de 8,33 Lpc/pies en el tope de Carapita a 860 pies de profundidad, luego arrojó el mismo comportamiento que el pozo TRV-2X puesto que posee un gran espesor, con un valor de 17.100 pies y también se observó el corrimiento de Pirital a 11.981 pies, la Presión máxima fue de 16,6 Lpc/pies a 17.960 pies y en la base de la formación Naricual la presión reduce a 11,83 Lpc/pies. El gradiente de fractura teóricamente se espera que a mayor profundidad mayor sea el valor de gradiente de fractura pero en este caso no se cumplió la teoría ya que el máximo gradiente es de 19,4 Lpc/pies a la profundidad de 17.152 pies y luego en la formación Naricual decrece a 18,5 Lpc/pies a 19.155 Pies, cabe mencionar que el máximo gradiente estimado se reportó en la formación Carapita y ésta es la formación que genera las sobre presiones durante la perforación (Figura 36), carril tres, gráfica de color azul oscuro.
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Figura N° 36. Perfil de Presión de Poro y Gradiente de Fractura del pozo TRV-3.
120 El pozo TRV-4X de acuerdo a la (Figura 29), perforó otras formaciones que no se observaron en sus pozos vecinos TRV-2X y TRV-3, es probable que el corrimiento de Pirital que se encuentra a 17.890 pies de profundidad, haya causado el movimiento de un bloque comprendido por varias formaciones que fueron deslizadas de un lugar a otro; debido a movimientos tectónicos y fallas que limitan el pozo Travi 4 mostradas con el color Rosado (Figura 25). Se puede inferir que en las formaciones observadas varia un poco la presión de poros en el pozo, pero de igual manera la Formación Carapita alcanza los valores de presión máxima de 15,11 Lpc/pies y la Presión mínima se fue 8,4 Lpc/pies en los primeros mil pies de perforación que corresponden a las Formaciones Mesa-Las Piedras y Morichito, y se observó la Formación Carapita en dos oportunidades primero a 2.800 pies hasta 9.750 pies, y luego desde 17.890 pies hasta 19.710 pies siempre seguida de Naricual, en la primera ocasión la transición entre Carapita y Naricual fue de 11 Lpc/pies a 9,45 Lpc/pies culminando en la base de Naricual a 8,33 Lpc/pies luego la Formación Querecual culmina con una presión 9,9 Lpc/pies y nuevamente aumenta en Carapita a 10 Lpc/pies y se incrementa en hasta 14 Lpc/pies en su espesor de 1.820 pies para finalmente decrecer en la Formación Naricual a 12,1 Lpc/pies. Para culminar con el cálculo del gradiente de fractura en este último pozo, el valor máximo alcanzado fue de 18,5 Lpc/pies en la formación sobre presurizada de Carapita y el mínimo fue de 11,2 Lpc/pies en las primeras Formaciones como Mesa-Las Piedras, en el primer tramo de Carapita aumenta desde 15,2 hasta 16,2 Lpc/pies y vuelve a disminuir en el tope de Naricual a 15,9 Lpc/pies, en la siguiente sección en el tope de Carapita inicia con 17,6 y alcanza el valor de 18,5 Lpc/pies para finalizar en Naricual disminuyendo a 17,7 Lpc/pies. Todos los pozos están identificados con el mismo color y en el mismo carril para cada gráfica (Figura 37).
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Figura N° 37. Perfil de Presión de Poro y Gradiente de Fractura del pozo TRV-4X.
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5.3 Calibración con la información de pesos de lodo, LOT, MDT, DST, e Historia de Perforación, de los pozos con las curvas de Presión de Poro y Gradiente de Fractura estimados Basados en la correlación estratigráfica de los pozos cercanos a la Localización CX, se calibró la estimación de geopresiones, tomando en cuenta que es la misma secuencia estratigráfica atravesada en los campos tradicionales de la cuenca. Todos los valores de profundidad, están expresados en TVD (profundidad vertical verdadera). La presión de poro de cada pozo se calibró con los puntos MDT, y la curva del lodo de perforación (de color verde oliva), en cambio cada gradiente de fractura sé calibró con los puntos P.I.P. y L.O.T. Cada punto de calibración está representado de color negro tanto los MDT, P.I.P, L.O.T. y los revestidores donde están asentados de acuerdo a la litología de cada pozo y la curva de densidad de lodo muestra donde fue necesario realizar el cambio de lodo y después de cada asentamiento de los revestidores. Para el pozo SBC-130X, los cálculos de presión de poro y gradiente de fractura calibraron con cada dato suministrado, esto hace referencia que los cálculos se realizaron de manera adecuada (Figura) 38), pues los puntos MDT están justo sobre la gráfica de presión de poro y la curva de densidad del lodo está por encima de la presión, es decir, la perforación se realizó en sobrebalance, manteniendo las paredes del pozo con las libras por galón adecuadas de la densidad del lodo evitando problemas operacionales, pero sin alcanzar la presión de fractura de la formación, esto se verifica con la curva del gradiente de fractura ya que lo puntos de P.I.P. están por debajo de la presión necesaria para fracturar la paredes del pozo y la curva de sobrecarga está por encima del gradiente de fractura; es decir, todo esta en equilibrio.
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Figura N° 38. Puntos de calibración P.I.P, M.D.T, Curva de lodo y Revestidores SBC-130X.
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Para el pozo SBC-136, en la Figura 39 de igual manera se representa la curva de lodo, los puntos P.I.P., M.D.T. y los revestidores representados con los mismos colores para todos los pozos, la presión de poro se ajustó con la curva de lodo y el gradiente de fractura está por encima de los puntos de presión P.I.P, nótese que luego de asentar el revestidor de 9 5/8 de pulgadas a 17.650 pies, fue necesario aumentar la densidad del lodo a 15,42 Lpc/pies porque la formación que proseguía era Carapita y es la zona de alta presurización. El gradiente de fractura se calibró con los puntos de las pruebas de presión P.I.P. tomados a 7.437 pies y 17.657 pies de profundidad, aproximadamente a 50 pies por debajo del último revestidor asentado, con los valores similares a los estimados, para estimar la capacidad de esfuerzo que resiste el hoyo antes de fracturarse el cual seria llamado punto L.O.T. (Leak Off Test).
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Figura N° 39. Puntos de calibración P.I.P, M.D.T, Curva de lodo y Revestidores SBC-136.
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El pozo TRV-2X se calibró igual que el resto de los pozos, con los datos aportados de la densidad del lodo con la cual se perforó el hoyo y sus pruebas de presión tomadas como los M.D.T. y las P.I.P., en la Figura 40 se observa que a partir del revestidor de 20 pulgadas la densidad del lodo incrementó entre 6.000 pies y 17.985 pies donde fueron asentado los revestidores de 13 3/8 de s pulgada y 9 5/8 de pulgadas y allí fue necesaria una densidad de lodo muy alta por el amplio espesor de Carapita, nótese que luego del revestidor de 9 5/8 de pulgada decrece la densidad del lodo al igual que la presión de poro porque a partir de allí comienza la formación Naricual, y la presión se Calibró con los puntos M.D.T. y está por debajo de la densidad del lodo, que quiere decir que el hoyo no se fracturó, y se perforó sobrebalance. De igual manera el gradiente de fractura está por encima de los P.I.P y por debajo del gradiente de Sobrecarga.
Figura N° 40. Puntos de calibración P.I.P, M.D.T, Curva de lodo y Revestidores TRV-2X.
127
El pozo TRV-3 a partir de la profundidad de 2.045 pies igualmente se incrementó la densidad del lodo porque la Formación Carapita es muy amplia como se mostró en el pozo TRV-2X, así que la densidad promedio fue de 16 Lpc/pies hasta 17.800 pies, donde se asentó el revestidor de 9 5/8 de pulgadas para cambiar la densidad del lodo para perforar la Formación Naricual, y la curva de presión se calibró con los puntos M.D.T. y de las misma manera los puntos P.I.P. están por debajo de la curva de gradiente de fractura, permitiendo calibrar el Gradiente (Figura 41).
Figura N° 41. Puntos de calibración P.I.P, M.D.T, Curva de lodo y Revestidores TRV-3.
128 Finalmente el pozo TRV-4X, calibró la presión de poro con la densidad del lodo y los puntos M.D.T., en la (Figura 42), se observa un incremento de la presión de poro a 8.000 pies y otro a 17.000 pies, y por supuesto un aumento de la densidad del lodo, esto se debe a que a esa profundidad se encuentra la Formación Carapita en esas dos ocasiones, y el cálculo de la presión de poro se ajustó a sus datos de calibración, así que la estimación fue bien realizada, el punto importante en este pozo es la gráfica del gradiente de fractura, porque a este pozo se tomó un punto de fractura L.O.T., así que el gradiente calculado de 14,8 Lpc/pies pasa justo por esa fractura, esto quiere decir que el gradiente estimado a esa profundidad de 2.039 pies se calibró con esa prueba de fondo realizada directamente en la formación y por supuesto el punto P.I.P. sigue estando por debajo del límite de fractura.
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Figura N° 42. Puntos de calibración P.I.P, M.D.T, Curva de lodo y Revestidores TRV-4X.
130
5.4 Comparación de los valores de presión obtenidos a través de la data Sísmica y los Registros de pozos Si se observan las (figuras 43, 44, 45, 46 y 47) muestran en el primer carril en color negro las velocidades interválicas que se tomaron como referencia para realizar los cálculos de presión de poro, gradiente de fractura y sobrecarga, y en el segundo carril se encuentran graficados los cálculos de presión poro, en color rojo, gradiente de fractura en color azul y sobrecarga de color verde oliva, sólo con detallar todos los resultados arrojados con velocidades interválicas de todos los pozos, se discute que las velocidades suministradas no son las apropiadas para realizar éstas estimaciones, por lo que se recomienda procesar de manera adecuada por un especialista en la materia.
Figura N° 43. Gráfica de cálculo de Presión de Poro, Gradiente de Fractura y Sobrecarga con datos Sísmicos para el pozo SBC-130X.
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Figura N° 44. Gráfica de cálculo de Presión de Poro, Gradiente de Fractura y Sobrecarga con datos Sísmicos para el pozo SBC-136.
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Figura N° 45. Gráfica de cálculo de Presión de Poro, Gradiente de Fractura y Sobrecarga con datos Sísmicos para el pozo TRV-2X.
133
Figura N° 46. Gráfica de cálculo de Presión de Poro, Gradiente de Fractura y Sobrecarga con datos Sísmicos para el pozo TRV-3.
134
Figura N° 47. Gráfica de cálculo de Presión de Poro, Gradiente de Fractura y Sobrecarga con datos Sísmicos para el pozo TRV-4X.
135
5.5 Estimación del perfil de Presión de Poro y Gradiente de Fractura para la localización Exploratoria Travi Este CX La estimación realizada con la referencia del pozo SBC-130X arrojó para localización Travi Este CX un valor máximo de 15,6 Lpc/pies de presión de poro y a partir de la profundidad de 1.243 pies una presión de poro mínimo de 8,33 Lpc/pies, es teóricamente cierto puesto que los primeros pies de perforación independientemente de la formación que perfore siguen manteniendo un comportamiento de presión normal, con una tendencia del Trend de compactación normal y poco efecto de sobrecarga. Y el gradiente de fractura arrojado fue de 10,5 Lpc/pies como mínimo, y el máximo valor alcanzado fue de 18,3 Lpc/pies, por supuesto los valores máximos estimados se presentaron en el tramo de la Formación Carapita, (Figura 40), con la presión de poro representada de color rojo, el gradiente de fractura con el color azul, y a la derecha la litología que se espera perforar en la localización exploratoria Travi Este CX y a la izquierda se muestra la litología que perforó el pozo SBC-130X.
136
Figura N° 48. Estimación de la Presión de Poro y Gradiente de Fractura para la localización Travi Este CX a partir de la litología del pozo SBC-130X.
137 En la Figura 49 se muestra nuevamente la litología estimada de Travi Este CX en el primer carril y la presión de poro estimada representada por el color rojo y el gradiente de fractura de color azul, y en el segundo carril se encuentra la litología del pozo TRV-4X con la que se realizó el Top Table para los cálculos de CX. Arrojando un valor de presión de poro máxima de 12,5 Lpc/pies reflejado en la Formación Carapita y la mínima Presión fue de 8,33 Lpc/pies en los primeros 1.800 pies de perforación, y los gradientes de fractura fueron 19 Lpc/pies y 14,2 Lpc/pies como valores máximo y mínimo respectivamente.
Figura N° 49. Estimación de la Presión de Poro y Gradiente de Fractura para la localización Travi Este CX a partir de la litología del pozo TRV-4X.
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Figura N°50. Sección geológica Sur-Oeste, Nor-Este del campo Travi
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Figura N° 51.Sección geológica Nor-Oeste, Sur-Este del campo Santa Barbara
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CONCLUSIONES 1. La estimación del perfil de presión de poros y gradiente de fractura para la localización exploratoria Travi Este CX a partir de las velocidades interv álicas obtenidas de la data s í smica, no fue posible producto de la calidad de la misma. 2. El mecanismo de la sobrepresurizaci ón de la Formaci ón Carapita se observó tanto en la secci ón aloctona como la seccion autoctona, pero con mayor magnitud en el bloque autoctono. 3. En todos los pozos analizados, hacia la base de la formaci ón Carapita, cercano al tope de la formaci ón Naricual se observ ó una zona de regresi ón de presión. 4. El Método de Bower´s arrojó mejores resultados para la estimaci ón del perfil de Presi ón de Poros y Gradiente de Fractura. 5. A través de los análisis realizados se evidenció una zona de presurización en la sección lutitica correspondiente a la formación Carapita, mostrando mayor magnitud hacia la base de la misma. 6. La herramienta Drill Works Predict, permitió realizar la estimación del perfil de Presión de Poros y Gradiente de Fractura a partir de registros de manera facil y precisa, la cual se corroboró con la calibración de los datos existentes.
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RECOMENDACIONES • De acuerdo a las Velocidades Interv álicas obtenidas a partir de la S í smica realizar un refinado o suavizado de las ondas para realizar de se deber ía
manera correcta la estimaci ón de las presiones de poros con menor incertidumbre.
• A los datos de las velocidades interv álicas se les tendría que realizar un RMS (Root Mean Square) con el m étodo de Dix y luego realizar una calibración con un Checkshot graficando T-Z; es decir, Velocidad & profundidad.
• Los datos sí smicos tendr ía n que ser tomados con un In-Line (L í nea) y un Cross-Line (traza) en un rango m ás reducido en las escalas del mapa y m ás aproximados a los pozos.
• Iniciar un proyecto con una tesis de grado para realizar el procesamiento de los datos sísmicos para estimaciones de Presiones de Poros y su respectiva calibración con los Checkshot existentes. • Para obtener mayor información se debería definir una mejor ventana de perforación con respecto al peso del lodo. • Realizar una caracterizaci ón geomecánica de la Formaci ón Carapita. • Es de suma importancia que se verifique el masterlog antes de trazar la lí nea de lutita, porque los pozos no presentan formaciones lut í ticas limpias; es decir, contienen intercalaciones de arenas y esto puede ocasionar una mala toma de la l í nea de lutita.
• Usar la herramienta Predict para la estimación de la Presión de Poro y Gradiente de Fractura durante la perforación con el uso del Exponente Dxc.
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22. Red interna; \\PLCGUA704, carpeta de Exploración, carpeta Geológicas, Carpeta Trabajo Colaborativo.
145
METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO:
TÍ TULO
“Estimación del perfil de Presión de Poro y Gradiente de Fractura para la Localización Exploratoria Travi Este CX a partir de Data Sísmica y Registros de Pozos Vecinos”
SUBTÍ TULO
AUTOR (ES): APELLI DOS Y NOMBRES
CÓDI GO CULAC / E MAI L CVLAC:
Jezika Del A. Villegas Peda
E MAI L: Jezika79 @gm ail.com CVLAC: E MAI L: CVLAC: E MAI L: CVLAC: E MAI L:
PALÁBRAS O FRASES CLAVES: Trend de Compactación Gradiente de Sobrecarga Presión de Poros Gradiente de Fractura Sobre Presiones Litología
17.359.646
146 METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO:
ÀREA
Ingeniería y Ciencias Aplicadas
SUBÀREA
Departamento de Petróleo
RESUMEN (ABSTRACT): La magnitud de la presión de poro y el gradiente de fractura puede calcularse antes de la perforación con información obtenida de los datos sísmicos y pozos vecinos, durante la perforación con los parámetros de la perforación y después de la perforación con la data de los perfiles eléctricos de los pozos. El objetivo de este estudio fue la predicción de la presión de poros y el gradiente de fractura para la localización exploratoria Travi Este-CX, ubicado en el campo Travi al Norte del estado Monagas; usando el programa de computación Drillwoks Predict versión 10.5, primero con la información de los pozos vecinos, con la que se logró definir la presión de poro y el gradiente de fractura para cada pozo, y de igual manera se realizó la estimación de la geopresión y el gradiente de fractura con las velocidades interválicas obtenidas de los datos sísmica pero con éstas no se logró estimar de manera efectiva la magnitud de la presión de poro y gradiente de fractura para localización exploratoria Travi Este-CX, debido a la poca calidad del procesamiento de los datos sísmica necesaria para realizar las estimaciones.
147 METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO:
CONTRIBUIDORES: APELLI DOS Y
ROL / CÓDI GO CVLAC / E_MAI L
NOMBRES ROL
A u r a V i l e la
CA AS X
TU
CVLAC:
11.825.025
E_MAI L
Aurav ilela@hot m ail.com
JU
E_MAIL ROL
Luz Roj as
CA
X TU
CVLAC:
11.179.900
E_MAI L
Roj aslm
[email protected]
E_MAI L
Frank oy1@gm ail.com
ROL
CA
CVLAC:
Felix Acost a
AS
E_MAIL
AS
JU
X JU
TU
9.272.777
[email protected]
E_MAIL ROL
CA
CVLAC:
Luis Castr o
E_MAI L
12.288.427 lcastr
[email protected]
E_MAIL
FECHA DE DISCUSIÓN Y APROBACIÓN: 2010 AÑO
07
08
MES
DÍ A
LENGUAJE. SPA
AS
TU
X JU
148 METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO:
ARCHIVO (S): NOMBRE DE ARCHI VO
TI PO MI ME
TESIS. Presión de poros
Application/msword
CARACTERES EN LOS NOM BRES DE LOS ARCHI VOS: A B C D E F G H I J K L M N O P Q R S T U V W X Y Z. a b c d e f g h i j k l m n o p q r s t u v w
x y z. 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9.
ALCANCE
ESPACIAL: (OPCIONAL TEMPORAL:
Dpto.
Operaciones
Geológicas/PDVSA
seis meses
TÍTULO O GRADO ASOCIADO CON EL TRABAJO Ingeniero de Petróleo NIVEL ASOCIADO CON EL TRABAJO: Pregrado
ÁREA DE ESTUDIO: Departamento de Petróleo
INSTITUCIÓN: Universidad de Oriente/ Núcleo de Anzoátegui
(Guaraguao)
