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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO
ANÁLISIS NO CONVENCIONALES DE PERFILES DE POZOS Y ESTUDIO GEOMECÁNICO APLICADOS
AL ÁREA DE TOMOPORO
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
para optar al Grado Académico de
MAGISTER SCIENTIARIUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO Autor: Mónica María González Luengo Tutor: Américo Perozo
Co-tutor: Luis Escándon
Maracaibo, mayo de 2008
APROBACIÓN Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado ANÁLISIS NO CONVENCIONALES DE PERFILES DE POZOS Y ESTUDIO GEOMECÁNICO APLICADOS AL ÁREA DE TOMOPORO que la Ing. Mónica María González Luengo, C.I.: 15.012.759 presenta ante el Consejo Técnico de la División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería en cumplimiento del Articulo 51, Parágrafo 51.6 de la Sección Segunda del Reglamento de Estudios para Graduados de la Universidad del Zulia, como requisito para optar al Grado Académico de
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
________________________ Coordinador del Jurado
Américo Perozo C. I.: 2.880.248
________________________ ________________________ Orlando Zambrano Giuseppe Malandrino C.I.: 7.548.612 C.I: 15.887.087
______________________________ Director de la División de Postgrado
Gisela Páez
Maracaibo, mayo de 2008
González Luengo Mónica María. ANÁLISIS NO CONVENCIONALES DE PERFILES DE POZOS Y ESTUDIO GEOMECÁNICO APLICADOS AL ÁREA DE TOMOPORO (2008) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo. Tutor: Américo Perozo; Co-tutor: Luis Escandón
RESUMEN
En este trabajo se realizan Análisis no Convencionales de Perfiles de Pozos y Estudio Geomecánico aplicados al área de Tomoporo, que permiten la comprensión de: los procesos de compactación o sobrecarga, geopresiones, grado de integridad de las lutitas presentes como sellos, espesores perdidos por procesos de erosión, medida del carbono orgánico total presente en las rocas y geomecánica del área, para poder identificar acciones que minimicen riesgos y problemas operacionales de perforaciones futuras. Los objetivos planteados son: realizar el perfil de compactación, desarrollar análisis de geopresiones, realizar un cubo de geopresiones del área, analizar la calidad de sellos lutíticos, determinar los espesores erosionados, estimar el contenido de carbono orgánico total (COT) y determinar las propiedades elásticas a partir del registro sónico dipolar. Para el logro de los objetivos planteados: se seleccionan los pozos del área con registros petrofísicos suficientes, se establece el tren de compactación observado por aproximación lineal, y se estima la sobrecarga, presión de poro y de fractura del área en 3D, haciendo uso del programa especializado “Drillworks Predict”. Adicionalmente se estima el contenido de carbono orgánico total y propiedades elásticas de las rocas usando el programa especializado “Interactive Petrophysics”. El estudio permitió caracterizar propiedades de la columna estratigráfica del área como componente integral del sistema petrolero, estableciendo dos tendencias de compactación normal delimitadas por la erosión del Eoceno, estimando la presión de sobrecarga, que incrementa progresivamente con la profundidad, identificando las zonas subcompactadas y sobrepresurizadas a nivel de las lutitas de la Formación Paují, examinando espesores erosionados, valores de COT en la formación dada y analizando propiedades elásticas de la roca.
Palabras Clave: Compactación, Geopresiones, Carbono Orgánico Total. E-mail del autor: [email protected]
González Luengo Mónica María. ANÁLISIS NO CONVENCIONALES DE PERFILES DE POZOS Y ESTUDIO GEOMECÁNICO APLICADOS AL ÁREA DE TOMOPORO (2008) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo. Tutor: Américo Perozo; Co-tutor: Luis Escandón
ABSTRACT
In this technical work unconventional log analysis and geomechanical studies are made in Tomoporo area that permit to understand: compactation or overburden gradient, geopressures, shale integrity as seals, estimation of erosion thickness, quantity of total organic carbon in rocks and geomechanic properties in the area, to identify actions that minimize risks and operational problems in future wells to be perforated. The objectives of this study are: make the compactation trend, develop geopressures analysis, make a geopressure cube in the area, analyze the quality of shale seals, determine thickness eroded, estimate the quantity of total organic carbon (COT) and determine elastic properties from the dipolar sonic log. To reach these objectives are made: selection of wells in the area with enough petrophysic logs, establishment of observed compactation trend by linear approximation, estimation of overburden gradient, pore and fracture pressure in 3D for the area, using the specialized software “Drillworks Predict”. Additionally are estimated the quantity of total organic carbon and elastic properties in the rocks by using the software “Interactive Petrophysics”. This study permitted to characterized properties of stratigraphic column in the area as an integral component of petroleum system, establishing two trends of normal compactation delimited by Eocene’s erosion, estimating overburden pressure, which increments progressively with depth, identifying subcompactated and overpresurized zones in shales of Pauji’s formation, examinating erosion thickness and COT values in the formation given and analyzing elastic properties in the rocks.
Key Words: Compactation, Geopressures, Total Organic Carbon. Author’s e-mail: [email protected]
DEDICATORIA
A Dios Todo poderoso, por ser mi principal fuente de esperanza y quien me
ha permitido hacer realidad este logro.
A mis padres Reyes y Graciela quienes me han dado la oportunidad de vivir y
me han regalado todo su amor, apoyo, amistad y comprensión que siempre he
necesitado.
A mi hermano Miguel, por ser mi ejemplo e inspiración y la persona que me
ha enseñado tantas cosas importantes en la vida y quien me recuerda que no existe
límite de tiempo, distancia y conocimiento para seguir creciendo.
A mi esposo Eduar, quien con su cariño, perseverancia y paciencia me ha
demostrado lo valioso que es y quien está siempre a mi lado dándome esperanza en
los momentos más difíciles y ayudándome siempre en todo momento.
A mi nana Gladis, quien me ha regalado su amor, amistad y comprensión
durante todo momento de mi vida.
A mi sobrino Matheus Angel.
AGRADECIMIENTO
A la Ilustre Universidad del Zulia por recibirnos en sus aulas y formarnos, no
sólo como profesionales exitosos, sino también como ciudadanos útiles a la patria.
A la empresa PDVSA por permitirme realizar este estudio y brindarme la
oportunidad de mejorar mi formación como profesional.
A mis tutores Prof. Américo Perozo e Ing. Luis Escandón, por ser una guía
importante y por aportar sus conocimientos para cumplir en el desarrollo de este
estudio.
A mis compañeros y amigos Albert Molina, Andreina Silva, Carolina Olivares,
José Montoya y Juan Urdaneta por su gran apoyo y colaboración durante el
desarrollo de esta investigación.
TABLA DE CONTENIDO
RESUMEN
ABSTRACT
DEDICATORIA
AGRADECIMIENTO
TABLA DE CONTENIDO
LISTA DE FIGURAS
LISTA DE TABLAS
INTRODUCCIÓN
CAPÍTULO I. EL PROBLEMA
1.1. Planteamiento y Formulación del Problema
1.1.1. Planteamiento del Problema
1.1.1.1. Síntomas del Problema
1.1.1.2. Causas del Problema
1.1.1.3. Pronóstico
1.1.1.4. Control del Pronóstico
1.1.2. Formulación del Problema
1.2. Justificación y Delimitación de la Investigación
1.2.1. Justificación de la Investigación
1.2.2. Delimitación de la Investigación
1.3. Objetivo General de la Investigación
1.4. Objetivos Específicos de la Investigación
1.5. Metodología
CAPÍTULO II. MARCO GEOLÓGICO
2.1. Comentarios de Geofísica
2.2. Marco Estructural del Área de Estudio
2.3. Estratigrafía del Área de Estudio
CAPÍTULO III. MARCO TEÓRICO
3.1 Antecedentes de la Investigación
3.2 Bases Teóricas
3.2.1 Petrofísica
3.2.1.1 Modelo Petrofísico
3.2.1.2 Perfiles de Pozo
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3.2.1.2.1 Perfil de Rayos Gamma
3.2.1.2.2 Registro Calibre “Caliper”
3.2.1.2.3 Registros Convencionales de
Resistividad
3.2.1.2.4 Registro de Densidad
3.2.1.2.5 Registro Sónico Convencional
3.2.1.2.6 Registro Neutrón
3.2.2 Análisis no Convencionales de Perfiles de Pozos
3.2.2.1 Análisis de Compactación de Arcillas
3.2.2.1.1 Compactación
3.2.2.1.2 Subcompactación
3.2.2.1.3 Técnicas para establecer el
Tren de Compactación Normal
3.2.2.1.4 Diagénesis
3.2.2.2 Análisis de Geopresiones
3.2.2.2.1 Densidad
3.2.2.2.2 Presión
3.2.2.2.3 Gradiente de Presión
3.2.2.2.4 Presión Hidrostática
3.2.2.2.5 Presión de Formación
3.2.2.2.6 Presión de Sobrecarga
3.2.2.2.7 Presión Efectiva
3.2.2.2.8 Presión de Fractura
3.2.2.3 Análisis de Calidad de Sellos Lutíticos
3.2.2.3.1 Características de los Sellos
asociados con Presiones
Anormales
3.2.2.3.2 Tipos y Origen de los Sellos
3.2.2.4 Análisis de Estimación de Espesores
Erosionados
3.2.2.4.1 Secciones Erosionadas
3.2.2.4.2 Erosión
3.2.2.4.3 Discontinuidades
3.2.2.4.4 Estimación de Espesores
Erosionados
3.2.2.5 Análisis de Estimación de la Madurez o
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Contenido de Carbono Orgánico Total
(COT)
3.2.2.5.1 Ciclo del Carbono
3.2.2.5.2 Carbono Orgánico Total (COT)
3.2.2.5.3 El Kerógeno
3.2.2.5.4 Evolución de la Materia
Orgánica
3.2.2.5.5 Formación y Preservación de
la Materia Orgánica
3.2.2.5.6 Respuesta de los Registros de
Pozos ante la presencia de
Materia Orgánica
3.2.2.5.7 Estimación de Madurez o
Contenido de Carbono
Orgánico Total
3.2.3 Geomecánica
3.2.3.1 Mecánica de rocas
3.2.3.2 Propiedades Mecánicas de la roca
3.2.3.2.1 Módulo de Young (E)
3.2.3.2.2 Relación de Poisson
3.2.3.2.3 Módulo Volumétrico o Módulo
de Bulk
3.2.3.2.4 Módulo de Corte
3.2.3.3 Aspectos Geológicos de la Geomecánica
3.2.3.3.1 Características Especiales de
los Materiales Geológicos
3.2.3.3.2 Esfuerzos Regionales
3.2.3.3.3 Estado de Esfuerzo in Situ
3.2.3.3.4 Causas de la Inestabilidad del
Hoyo
CAPÍTULO IV. MARCO METODOLÓGICO
4.1 Tipo de Investigación
4.2 Diseño de la Investigación
4.3 Población y Muestra de la Investigación
4.4 Procedimiento de la Investigación
4.4.1 Búsqueda, recopilación y validación de información
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existente asociada al área de investigación
4.4.2 Selección de los pozos del área de estudio
4.4.3 Realización del Perfil de Compactación
4.4.4 Desarrollo del Análisis de Geopresiones
4.4.5 Generación del Cubo de Geopresiones
4.4.6 Análisis de la Calidad de Sellos Lutíticos
4.4.7 Determinación de Espesores Erosionados
4.4.8 Estimación del Contenido de Carbono Orgánico Total
(COT)
4.4.9 Determinación de las Propiedades Elásticas a partir
del Registro Sónico Dipolar
CAPÍTULO V. RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
5.1. Selección de los pozos del área de estudio
5.2. Realización del Perfil de Compactación
5.3. Desarrollo del Análisis de Geopresiones
5.4. Generación del Cubo de Geopresiones
5.5. Análisis de la Calidad de Sellos Lutíticos
5.6. Determinación de Espesores Erosionados
5.7. Estimación del Contenido de Carbono Orgánico Total (COT)
5.8. Determinación de las Propiedades Elásticas a partir del
Registro Sónico Dipolar
CONCLUSIONES
RECOMENDACIONES
LISTA DE REFERENCIAS
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LISTA DE FIGURAS
Figura Página
1. Ubicación del Área Tomoporo
2. Mapa base con la envolvente de los Levantamientos 3D y
los pozos utilizados en el estudio.
3. Mapa estructural al Tope de la Unidad Informal de B-1,
de la Fm. Misoa de Edad Eoceno, sección geológica
4. Imagen tridimensional, donde se muestran nítidamente
la zona de fallamiento normal denominada “zona de
pasillo”, además las fallas VLG-3729 y VLG-3783.
5. Columna Estratigráfica del Área Tomoporo
6. Relación entre compactación y profundidad.
7. Perfil de Compactación Normal
8. Comparación de los valores de porosidad en función de
profundidad en lutitas y areniscas. h1.- espesor
originario. hs.- espesor de sedimento seco. n.-
porosidad.
9. Efectos de la compactación diferencial en materiales en
los que haya un cambio lateral de facies.
10. Tren de Compactación Anormal
11. Mecanismos de Compactación Anormal o
Subcompactación
12. Figura 12. Modelo de compactación de Magara.
13. Modelo de compactación de Heasker y Kharitonova
14. Mecanismos de compactación normal
15. Presión Hidrostática del Agua de 8,33 lbs/gal
16. Tren normal de Presión del Agua de 8.33 lbs/Gal
17. Presión de Poros en condiciones normales de
compactación
18. Papel de las fallas en la Distribución de Presiones
19. Diapirismo de Sal y Lutitas
20. Efecto de Densidad Diferencial
21. Efecto de Migración de Fluidos
22. Principales causas de presiones anormales
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23. Clasificación de técnicas de evaluación de presión de
poros, según su oportunidad
24. Cantidad mínima recomendada de mediciones de presión
para un estudio de presiones anormales. Dos en la lutita
sobrepresurizada, una en la formación que la suprayace
y otra en la que la infrayace.
25. Relación entre Erosión – Transporte – Sedimentación.
26. Relaciones de continuidad y discontinuidad
27. Diagrama esquemático de porosidad vs. profundidad
28. Ciclo del Carbono.
29. Evolución de la materia orgánica.
30. Generación de petróleo con la profundidad
31. Esquema de los componentes (sólido y líquido) en las
rocas
32. Interpretación de la superposición de las curvas de los
registros sónico/resistividad
33. Vector de desplazamiento y campo de desplazamientos.
34. Fuerzas actuando sobre un sistema rocoso.
35. Componentes del estado de esfuerzos en dos
dimensiones.
36. Tensiones en tres dimensiones.
37. Curva de tensión – deformación.
38. Relación Poisson.
39. Fallas Normales (Régimen extensional)
40. Fallas Transcurrentes (Régimen Transcurrente)
41. Fallas inversas (Régimen compresional).
42. Estado de Esfuerzo in situ
43. Desequilibrio de las Fuerzas en el hoyo.
44. Mapa con pozos del área Tomoporo
45. Registros GR y Sónico (Pozo TOM-7)
46. Registros GR con Línea base de lutita y Sónico donde se
ha identificado lutitas (Pozo TOM-7)
47. Registros GR con Línea base de lutita y Sónico Filtrado
(Pozo TOM-7)
48. Registros GR, Sónico Filtrado y Tren de Compactación
(Pozo TOM-7)
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49. Estimación del Gradiente de Sobrecarga (OBG) (Pozo
TOM-7)
50. Estimación del Gradiente de Presión de Poros, calibrado
con Problemas Operacionales y puntos de medición
directa de la Presión de Formación (Pozo TOM-7)
51. Estimación del Gradiente de Presión de Fractura (Pozo
TOM-7)
52. Creación del Cubo de Geopresiones
53. Tendencias de Compactación.
54. Gráfico DTC vs Profundidad
55. Gráfico DTC vs Profundidad con línea de tendencia
56. Componentes (sólido y líquido) en las rocas.
57. Superposición de los registros sónico/resistividad (Pozo
TOM-13)
58. Superposición de los registros sónico/resistividad con
línea base (Pozo TOM-13)
59. Estimación de Δ Log R (DLogR en el registro) y COT
(Pozo TOM-13)
60. Superposición de las curvas de los registros
sónico/resistividad
61. Estimación de Ondas Vp y Vs (Pozo TOM-7)
62. Diagrama Vp versus Vs para las areniscas (Pozo TOM-7).
63. Diagrama Vp versus Vs para las areniscas (Pozo TOM-
13).
64. Diagrama Vp versus Vs para las lutitas (Pozo TOM-7).
65. Diagrama Vp versus Vs para las lutitas (Pozo TOM-13).
66. Comparación DTS vs DTScalc (Pozo TOM-7)
67. Curva DTS obtenida a partir de la DTC (Pozo TOM-1)
68. Comparación curvas DTS vs DTScalc (Pozo TOM-13)
69. Empalme curva DTS con DTScalc en la sección faltante
(Pozo TOM-13)
70. Gráfico cruzado profundidad vs. tiempo de tránsito (Pozo
TOM-1)
71. Gráfico cruzado resistividad vs. tiempo de tránsito (Pozo
TOM-1)
72. Comparación curvas DTC vs. DTCcalc (Pozo TOM-1)
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73. Curva DTCcalc (Pozo TOM-8)
74. Propiedades Elásticas
75. Mapa con pozos del área Tomoporo, resaltando aquellos
con el set de registros petrofísicos más completo
76. Registro sónico suavizado y tren de compactación
observado, resaltando la Zona Subcompactada (Pozo
TOM-1)
77. Registro sónico suavizado y tren de compactación
observado, resaltando la Zona Subcompactada (Pozo
TOM-7)
78. Registro sónico suavizado y tren de compactación
observado, resaltando la Zona Subcompactada (Pozo
TOM-8)
79. Registro sónico suavizado y tren de compactación
observado, resaltando la Zona Subcompactada (Pozo
TOM-9)
80. Registro sónico suavizado y tren de compactación
observado, resaltando la Zona Subcompactada (Pozo
TOM-13)
81. Registros GR, densidad, resistividad y perfil de
geopresiones (Pozo TOM-1)
82. Registros GR, densidad, resistividad y perfil de
geopresiones (Pozo TOM-7)
83. Registros GR, densidad, resistividad y perfil de
geopresiones (Pozo TOM-8)
84. Registros GR, densidad, resistividad y perfil de
geopresiones (Pozo TOM-9)
85. Registros GR, densidad, resistividad y perfil de
geopresiones (Pozo TOM-13)
86. Cubo de Presión de Poro del área Tomoporo
87. Cubo de Presión de Fractura del área Tomoporo
88. Mapa ilustrativo de la sección en 2D (A-A’)
89. Mapa ilustrativo de la sección en 2D (A-A’)
90. Perfil de Presión de Fractura en 2D (Sección A – A’)
91. Mapa ilustrativo de la sección en 2D (B-B’)
92. Perfil de Presión de Poro en 2D (Sección B – B’)
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93. Perfil de Presión de Fractura en 2D (Sección B – B’)
94. Tendencias de Compactación. Pozo TOM-1
95. Gráfico DTC vs Profundidad con línea de tendencia (Pozo
TOM-1)
96. Tendencias de Compactación. Pozo TOM-7
97. Gráfico DTC vs Profundidad con línea de tendencia (Pozo
TOM-7)
98. Tendencias de Compactación. Pozo TOM-13
99. Gráfico DTC vs Profundidad con línea de tendencia (Pozo
TOM-13)
100. Mapa de Espesores Erosionados (Eoceno)
101. Mapa de Espesores Erosionados (Eoceno), resaltando el
área de Tomoporo
102. Superposición de los registros sónico/resistividad y
Estimación de Δ Log R (DLogR en el registro) y COT
(Pozo TOM-1)
103. Superposición de los registros sónico/resistividad y
Estimación de Δ Log R (DLogR en el registro) y COT
(Pozo TOM-7)
104. Superposición de los registros sónico/resistividad y
Estimación de Δ Log R (DLogR en el registro) y COT
(Pozo TOM-13)
105. Propiedades Elásticas (Pozo TOM-1)
106. Propiedades Elásticas para el Eoceno 12778’-16519’
(Pozo TOM-1)
107. Propiedades Elásticas (Pozo TOM-7)
108. Propiedades Elásticas para el Eoceno 15350’-17757’
(Pozo TOM-7)
109. Propiedades Elásticas (Pozo TOM-8)
110. Propiedades Elásticas para el Eoceno 14355’-16733’
(Pozo TOM-8)
111. Propiedades Elásticas (Pozo TOM-9)
112. Propiedades Elásticas para el Eoceno 15450’-17548’
(Pozo TOM-9)
113. Propiedades Elásticas (Pozo TOM-13)
114. Propiedades Elásticas para el Eoceno 15775’-17661’
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(Pozo TOM-13)
LISTA DE TABLAS
Tabla Página
1. Densidades de matrices de litologías comunes.
2. Velocidades del sonido y tiempo de transito para rocas
matrices
3. Capacidad generadora de una roca de acuerdo a los
valores de COT.
4. Respuestas típicas de los registros ante la presencia de
roca madre.
5. Capacidad generadora de una roca de acuerdo a los
valores de COT.
6. Respuestas de los registros ante la presencia de roca
madre.
7. Valores de LOM
8. Valores de la ecuación de Castagna ajustada al área de
estudio.
9. Perfiles disponibles en los pozos seleccionados del área
Tomoporo.
10. Valores estimados de Gradiente de Sobre carga, Presión
de Poro y de Fractura (Pozo TOM-1)
11. Valores estimados de Gradiente de Sobre carga, Presión
de Poro y de Fractura (Pozo TOM-7)
12. Valores estimados de Gradiente de Sobre carga, Presión
de Poro y de Fractura (Pozo TOM-8).
13. Valores estimados de Gradiente de Sobre carga, Presión
de Poro y de Fractura (Pozo TOM-9)
14. Valores estimados de Gradiente de Sobre carga, Presión
de Poro y de Fractura (Pozo TOM-13)
15. Ventana del Lodo
16. Valores de Espesores Erosionados, Pozos de Tomoporo
17. Valores Promedios de las Propiedades Elásticas (Pozo
TOM-1)
18. Valores Promedios de las Propiedades Elásticas (Pozo
TOM-7)
44
46
93
98
138
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143
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164
172
174
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178
180
181
197
205
207
19. Valores Promedios de las Propiedades Elásticas (Pozo
TOM-8)
20. Valores Promedios de las Propiedades Elásticas (Pozo
TOM-9)
21. Valores Promedios de las Propiedades Elásticas (Pozo
TOM-13)
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19
INTRODUCCIÓN
El área de Tomoporo está ubicada geográficamente al norte del Campo La
Ceiba, al sur del Campo Mene Grande, al este de línea de costa del Lago de
Maracaibo (Campo Ceuta) y al oeste del Campo Barúa – Motatan.
El conocimiento del tren de compactación, calidad de sellos lutíticos y su
relación con la porosidad, perfil de geopresiones y presencia de espesores
erosionados en un área determinada son uno de los aspectos más críticos a
considerar en el diseño de pozos previo a la perforación de los mismos, lo que
permite predecir profundidades a las cuales se pudieran presentar desviaciones en
las presiones, que obligan a ajustes de especificaciones de lodos de perforación y
por ende números y longitudes de hoyos y revestidores, tomando así las acciones
correctivas que permitan minimizar los riesgos operacionales, optimizar los costos y
por ende garantizar el éxito de la perforación.
La identificación de intervalos de rocas que contengan materia orgánica a
partir de registros de pozos, permite la determinación de posibles rocas madres y su
madurez. La determinación de COT mediante registros de pozos permite disponer
de un número mayor de valores de COT a los obtenidos a partir de muestras de
núcleo o canal.
La comprensión del modelo geomecánico del área Tomoporo permite
entender los esfuerzos presentes en la misma, disminuyendo los riesgos
operacionales durante la perforación de pozos.
En esta investigación se pretende realizar análisis no convencionales de
perfiles de pozos y estudio geomecánico aplicados al área de Tomoporo, que
permitan la comprensión de los procesos de compactación o sobrecarga, de las
geopresiones, del grado de integridad de las lutitas presentes como sellos, de los
espesores perdidos por procesos de erosión, de la medida del carbono orgánico total
presente en las rocas y de la geomecánica del área, para poder caracterizar
propiedades de la columna estratigráfica del área como componente integral del
sistema petrolero identificando así acciones para minimizar riesgos y problemas
operacionales de perforaciones futuras.
20
CAPÍTULO I
EL PROBLEMA
1.1. Planteamiento y Formulación del Problema
1.1.1. Planteamiento del Problema
1.1.1.1. Síntomas del Problema
La actividad exploratoria de la industria petrolera frecuentemente
encuentra dificultades técnicas durante la perforación de pozos, atribuibles a
diferencias significativas de presión de poros entre los estratos que el mismo
pueda atravesar, y tales diferenciales de presiones son un fenómeno presente en
casi todas las cuencas petrolíferas del mundo.
La perforación de un pozo y la penetración de fluidos de perforación en la
formación causan fenómenos físicos y químicos que afectan la estabilidad del
pozo que está siendo perforado, es por ello que se estudian dichos fenómenos
para buscar la forma de compensar algún tipo de alteraciones de las propiedades
geomecánicas.
Al ser introducidos fluidos extraños a la formación, se genera una
alteración de la presión de poro, creando una presión elevada y localizada, una
reducción de la fuerza de cohesión de la formación que depende básicamente de
la interacción del fluido con la matriz de la formación así como cambios de las
fuerzas capilares, es por ello que se debe realizar un estudio previo de las
condiciones mecánicas del hoyo para poder determinar así que tipo de fluido
pueden introducirse en él.
Cuando la estabilidad de un pozo es afectada se producen fenómenos
físicos como fracturamiento de la roca, cizallamiento, es por ello que se estimará
la sobrecarga, presiones de poro y de fractura, calidad de sellos lutíticos,
espesores erosionados, contenido de carbono orgánico total (COT) y propiedades
elásticas de la roca a partir de registros sónico dipolar con el propósito de
predecir el comportamiento de las diferentes formaciones, ante la acción de una
fuerza externa, a efectos minimizar los riesgos y problemas operacionales en
perforaciones futuras en el área.
21
1.1.1.2. Causas del Problema
Conocimiento restringido de los procesos de sedimentación y erosión, que
afectan las condiciones de compactación y en consecuencia las presiones
de formación y los gradientes de fracturas existentes.
Falta de un análisis de geopresiones representativo, el cual es uno de los
factores más importante en la planificación y diseño de la perforación de
pozos, sobretodo exploratorios.
Ausencia de una estimación del tren de compactación y calidad de sellos
lutíticos y sus efectos sobre la porosidad y saturación de fluidos.
Necesidad de una caracterización más representativa de COT.
Ausencia de una estimación de las propiedades elásticas.
1.1.1.3. Pronóstico
La realización de un estudio del tipo propuesto, eventualmente pudiera
minimizar el impacto de los siguientes hechos:
Presencia de riesgos operacionales asociados a la ausencia de un perfil de
presiones a atravesar durante la perforación de pozos.
Inadecuada planeación y diseño de la perforación de pozos (selección del
peso de lodo óptimo, definición de los mejores puntos de asentamiento de
las tuberías de revestimiento, prevención de contingencias de pérdidas de
circulación y de arremetidas).
Riesgos operacionales debido al desconocimiento del tren de
compactación y calidad de sellos lutíticos y su relación con la porosidad,
expulsión de fluidos saturantes y el posible desarrollo de presiones de
poros anormales.
Ausencia de la cuantificación de COT y caracterización de propiedades
elásticas de la roca.
1.1.1.4. Control del Pronóstico
Se propone desarrollar análisis no convencionales de perfiles de pozos y
estudio geomecánico aplicados al área de Tomoporo, que permitan estudiar
características del sistema petrolífero que están estrechamente relacionadas a
las propiedades del yacimiento.
22
1.1.2. Formulación del Problema
De acuerdo con las ideas expuestas anteriormente, surge la siguiente
interrogante: ¿Es necesario estimar el perfil de compactación, la presión de
poros y de fractura, la calidad de sellos lutíticos, los espesores erosionados, el
contenido de carbono orgánico total (COT) y las propiedades elásticas de las
formaciones del área de Tomoporo?
1.2. Justificación y Delimitación de la Investigación
1.2.1. Justificación de la Investigación
Desde el punto de vista económico este estudio surge de la necesidad de
PDVSA de disponer en esta área de una caracterización representativa del perfil
de compactación, geopresiones, calidad de sellos lutíticos, determinación de
espesores erosionados, contenido de carbono orgánico total (COT) y propiedades
elásticas de las formaciones, que permitan una mejor planificación y diseño de la
perforación de pozos (selección del peso de lodo óptimo, definición de los
mejores puntos de asentamiento de las tuberías de revestimiento, prevención de
contingencias de pérdidas de circulación y de arremetidas). Es importante
mencionar, que determinando Carbono Orgánico Total mediante registros
convencionales se obtiene un muestreo continuo, mejor control de la profundidad
y resolución vertical e independencia de la contaminación, a menor costo que los
métodos para medir COT mediante núcleos y muestras de canal.
Desde el punto de vista de utilidad metodológica, esta investigación se
justifica, porque brinda una alternativa y experiencias que pueden contribuir para
el desarrollo de estudios futuros relacionados en esta área de investigación o en
otras similares.
1.2.2. Delimitación de la Investigación
El estudio se desarrollará en el área Tomoporo, la cual está ubicada
geográficamente al norte del Campo La Ceiba, al sur del Campo Mene Grande, al
este de línea de costa del Lago de Maracaibo (Campo Ceuta) y al oeste del
Campo Barúa – Motatan.
23
De los 22 pozos del área Tomoporo, solo se trabajará con aquellos que
dispongan de registros petrofísicos suficientes para la estimación de sobrecarga,
presión de poro, gradiente de fractura y propiedades elásticas. Los pozos
escogidos del área Tomoporo para la realización de los análisis anteriormente
mencionados son TOM-1, TOM-7, TOM-8, TOM-9 y TOM-13.
El pozo TOM-1, el cual pertenece al yacimiento B-Superior TOM-1X, se
encuentra ubicado en tierra, Área Tomoporo Sur, limitado al Oeste por la línea
de costa del Lago de Maracaibo, hacia el Sur por el Campo La Ceiba, al Este por
el Campo Barúa y hacia el Norte por el Campo Mene Grande.
Los pozos TOM-7, TOM-8, TOM-9 y TOM-13 están en el Bloque VII del
Campo Ceuta, específicamente al este del yacimiento Eoceno B-Superior VLG-
3729, perteneciente a la Unidad de Explotación Moporo. El yacimiento Eoceno B-
Superior, VLG-3729 se encuentra ubicado en el sureste del Campo Ceuta y se
extiende sobre una de las subdivisiones de dicho campo denominada Area 8 Sur
y al Este, el Área Tomoporo Sur. El yacimiento VLG-3729 está limitado al oeste
por la falla VLG-3686, al norte por la falla VLG-3729, hacia el sur está limitado
por un contacto agua petróleo @ -17150 pies b.n.l encontrado a nivel de B-4 por
los pozos VLG-3846/3848, y al este aún no se encuentra delimitado.
En la Figura 1 se muestra la ubicación del área Tomoporo.
24
Figura 1. Ubicación del Área Tomoporo
Este estudio se llevará a cabo en un tiempo de 6 meses, comprendidos
desde Diciembre de 2007 hasta Mayo del 2008. Se realizará en las áreas de
análisis de registros eléctricos, integración geológico-estructural y geomecánica,
todas ellas pertenecientes al campo de investigación de la Ingeniería de Petróleo.
1.3. Objetivo General de la Investigación
Estudiar mediante técnicas no convencionales los perfiles de pozos y
geomecánica aplicados al área de Tomoporo, a fin de caracterizar propiedades de
la columna estratigráfica como componente integral del sistema petrolero.
25
1.4. Objetivos Específicos de la Investigación
Realizar el perfil de compactación
Desarrollar el análisis de geopresiones
Realizar un cubo de geopresiones del área
Analizar la calidad de sellos lutíticos
Determinar los espesores erosionados
Estimar el contenido de carbono orgánico total (COT)
Determinar las propiedades elásticas a partir del registro sónico dipolar
1.5. Metodología
Búsqueda, recopilación y validación de información existente asociada al
área de investigación.
Selección de los pozos del área de estudio.
Predicción y estimación del perfil de compactación: Determinación del
perfil de compactación observado, establecimiento del perfil normal de
compactación, análisis de divergencias contra el perfil normal de
compactación.
Desarrollo del análisis de geopresiones: Determinación del gradiente de
presión de sobrecarga, estimación del gradiente de presión hidrostática,
determinación del gradiente de presión de poros y de fractura.
Realización de un cubo de geopresiones del área.
Análisis de la calidad de sellos lutíticos.
Determinación de espesores erosionados: Análisis de la existencia de
trenes de compactación normales y distintos, separados por
discontinuidades, cuantificación de espesores de secciones faltantes.
Estimación del contenido de carbono orgánico total (COT): Elaboración de
un registro compuesto con un track de tiempo de tránsito y LogR, análisis
de las divergencias entre Sónico y LogR, cuantificación de valores de COT.
Determinación de las propiedades elásticas a partir del registro sónico
dipolar: Conversión de tiempo de tránsito a velocidad de las ondas P y S,
predicción de los parámetros de la ecuación de Castagna en el área de
estudio, estimación de los módulos de elasticidad dinámicos a partir de
26
registros (módulo de corte, módulo volumétrico o de bulk, compresibilidad
volumétrica, módulo de young y relación de poisson)
Análisis de resultados obtenidos
Elaboración del informe final.
27
CAPÍTULO II
MARCO GEOLÓGICO
En base a los objetivos planteados en este trabajo de investigación, tales
como estimación del tren de compactación y calidad de sellos lutíticos y su
relación con la porosidad, expulsión de fluidos saturantes y el posible desarrollo
de presiones de poros anormales, se tratará de desarrollar una metodología de
entendimiento, que pueda demostrar, que con el análisis de estos factores
podemos reducir el nivel de incertidumbre, y por ende los riesgos operacionales
del área en cuestión.
2.1. Comentarios de Geofísica
Enfocando el trabajo de estudio desde una perspectiva más amplia como
es la sísmica, podemos decir, que las zonas de Tomoporo Sur y Área 8, están
cubiertas por tres levantamientos sísmicos 3D, los cuales son: Levantamiento
Tomoporo Sur (área de Tomoporo) y los levantamientos Bloque XIII / VII y
Ceuta-Sur (área de Ceuta).
La interpretación sísmica-estructural del área permitió construir el marco
estructural del Eoceno Superior, así como delinear los rasgos estructurales que
permitieron compartamentalizar el área.
El área de Tomoporo fue estudiada utilizando el levantamiento sísmico 3D
Tomoporo Sur, los levantamientos sísmicos 3D de Ceuta y los pozos de área 8
(ver figura 2). La interpretación estructural permitió identificar bloques
estructurales, como acumulaciones potenciales.
28
Figura 2. Mapa base con la envolvente de los Levantamientos 3D y los pozos
utilizados en el estudio.
2.2. Marco Estructural del Área de Estudio
En el área Ceuta /Tomoporo se interpretó un modelo estructural, basado
en sísmica 3D y la información geológica de los pozos perforados en el área 8 del
Campo Ceuta, generando un Modelo Estructural bien definido para el área de
investigación.
Está caracterizado por alineamientos NS, los cuales constituyen
fallamientos normales desde el Jurásico, posteriormente reactivados durante los
esfuerzos compresivos NO-SE en el Eoceno.
Se generó un Modelo Estructural basado en la interpretación sísmica
disponible (sísmica 3D/2D), integrada a la información de los pozos perforados
en el área.
La estructura se describe por un bloque fallado en muchos
compartimentos con un buzamiento bajo (5-7 grados) hacia el sur. El bloque de
Tomoporo se divide por varias fallas de direcciones E-O, N-S, NE-SO y NO-SE;
29
indicando la complejidad estructural de esta área. Las estructuras más
relevantes son las fallas normales en dirección E-O (aproximadamente), las
cuales son los principales límites de bloques y de la sedimentación terciaria. Por
lo tanto, se divide en tres grandes bloques tales como, el bloque 3715
(Yacimiento 3693), el bloque 3729 (Yacimiento 3729) y el bloque 3783
(Yacimiento 3729). En medio del bloque 3729, se observa un corredor en la
dirección N-S que parece un “corredor de transcurrencia” (couloir de
decrochement). Este corredor se divide al menos en cinco fallas separadas en
forma de escalón (en echelon). La mayoría de las fallas son normales y se
generaron durante la época de extensión multidireccional causando la variedad
de las direcciones de las fallas normales.
La (Figura 3), muestra la estructura en el tope del Eoceno B-Sup (Unidad
informal B-1), un monoclinal con buzamiento regional hacia el Sur, se extiende
desde área 8 hasta Tomoporo Sur. En esta estructura se encuentran un sistemas
de fallas normales, las cuales tienen una dirección norte - sur con buzamiento al
este aproximado de 70 grados, este sistema de fallas fue el primero que se
produjo en el área, producto de un régimen tectónico extensivo, posteriormente
algunas de estas fallas fueron reactivadas durante el Eoceno B Superior,
originando en estas una componente inversa a causa de la orogénesis Andina.
La falla VLG-3686 es la más importante de este tipo con un desplazamiento
vertical superior a los 1700 pies, representando un verdadero sello y es el límite
de las acumulaciones de petróleo en el Eoceno B / C, entre área 8 y área 2
ubicada al oeste. Localmente existen algunas fallas inversas conjugadas a la falla
VLC-3686, que producen estructuras con flancos de alto buzamiento diferentes al
patrón general del área de Tomoporo.
30
LA CEIBAFA
LLA V
LG-3686
FALLA
VLG
_3686
FALLA VLG_3783
FALLA VLG_3729
FALLA PASILLO 1
FALLA VLG_3848
Figura 3. Mapa estructural al Tope de la Unidad Informal de B-1, de la Fm.
Misoa de Edad Eoceno, sección geológica
Hacia el Norte se encuentra la falla normal invertida VLG-3729, la cual fue
parcialmente invertida durante el Eoceno Medio y el Mioceno. Los saltos
verticales varían entre 50’ y 200’ a nivel del Terciario, representando un
verdadero sello y es el límite de las acumulaciones de petróleo ubicada al norte.
El límite Este, lo constituye una zona de fallas normales que buzan hacia el
Este, las cuales se profundizan hasta el Paleoceno y presentan saltos verticales
hasta de 300’. Una de estas fallas es una normal denominada pasillo 1, la cual
31
pertenece a la zona de fallamiento normal denominada “zona de pasillo”, esta
falla buza al Este, tiene dirección NO-SE y salto vertical aproximado de 400’.
Otra falla que conforma este sistema es una falla normal con buzamiento al
Oeste, dirección N-O y salto vertical aproximado de 300’, la cual se denominó
falla de pasillo 3. Al sur de esta falla (Pasillo 3), se observa otra falla normal,
denominada falla de pasillo 2, con buzamiento al Este y dirección NO-SE, que
presenta un salto máximo vertical de aproximadamente 200’. Esta falla es
cortada por la falla VLG3783. En la Figura 4, se pueden observar nítidamente las
fallas que controlan estructuralmente esta zona.
Figura 4. Imagen tridimensional, donde se muestran nítidamente la zona de
fallamiento normal denominada “zona de pasillo”, además las fallas VLG-3729 y
VLG-3783.
Posterior a la generación de las fallas norte - sur ocurrió un segundo
patrón de fallas normales de rumbo nor - oeste, como resultado de una tectónica
extensiva ocurrida en la cuenca durante el Eoceno superior. Este sistema de
fallas buza entre 55-65 grados al norte, presentan un desplazamiento vertical
variable entre 100 y 200 pies. (falla VLG-3783, Figuras 3 y 4), confirmando de
esta manera el sello de esta estructura hacia el Sur.
32
2.3. Estratigrafía del Área de Estudio
El área de Tomoporo, está situada en el extremo este de la cuenca del
Lago de Maracaibo. La secuencia estratigráfica comienza con las formaciones El
Milagro y Onia de edad Pleistoceno-Plioceno, depositadas en ambientes fluvio-
deltaico y lacustrino, respectivamente. Infrayacente se encuentran los
sedimentos mio-pliocenos de la Formación Betijoque, los cuales son areniscas
gruesas y conglomerados depositados en un abanico aluvial. Infrayacen los
sedimentos miocenos de llanura de inundación y canales meándricos de la
Formación Isnotú, compuesta de lutitas moteadas y areniscas delgadas. Sigue en
la secuencia la Formación Lagunillas de lutitas, arcillas, limolitas, carbones y
areniscas depositadas en ambientes de fluvial a deltaico. A la Formación
Lagunillas infrayacen los sedimentos neríticos de la Formación La Rosa y su
arena basal, de edad Mioceno. A continuación se encuentra la discordancia del
Eoceno al tope de la Formación Paují de ambiente nerítico a batial, compuesta
por lutitas fosilíferas grises a negruzcas que pasan a arenas transgresivas hacia
la base. Seguidamente se encuentra la secuencia completa de la Formación
Misoa que se compone de intercalaciones de areniscas y lutitas de ambiente
fluvio-deltáico. El área ha pasado por varios periodos de tectonismo, el cual se ve
evidenciado en la geometría de los estratos, este tectonismo es el más
importante y se relaciona con el basculamiento de la cuenca en el mioceno, se
observa muy bien el las líneas sísmicas en la dirección norte sur.
33
ONIABETIJOQUE
PLIOCENO
MIO - PLIOCENO
ISNOTÚ
L
AG
U
N
I
L
L
A
S
M
I
S
O
A
LA ROSA
PAUJÍ
E
O
C
E
N
O
M
I
O
C
E
N
O
MEDIO
SUP.
EL MILAGROPLEISTOCENO
UNIDADES UNIDADES CRONOLCRONOLÓÓGICASGICAS
COLUMNA COLUMNA LITOLLITOLÓÓGICAGICA
FORMACIFORMACIÓÓNN
Figura 5. Columna Estratigráfica del Área Tomoporo
34
CAPÍTULO III
MARCO TEÓRICO
3.1 Antecedentes de la Investigación
María del Carmen Gómez (1997) “ESTIMACIÓN DE ESPESORES
EROSIONADOS DEL EOCENO, MEDIANTE REGISTROS SONICOS EN EL ÁREA DE
ZULIA ORIENTAL”, Nota Técnica. En este trabajo se desarrolló una metodología
para la estimación de espesores erosionados en intervalos presurizados, a partir
del registro sónico; siendo la primera vez que se aplica en este tipo de secciones.
De los nueve pozos disponibles en el área de Zulia Oriental, ocho presentan una
sección lutítica presurizada prediscordancia. Esta técnica permitió resultados que
calibraron satisfactoriamente con los de vitrinita e interpretaciones sísmicas.
María del Carmen Gómez (1998) “DETERMINACIONES DE CARBONO
ORGÁNICO TOTAL (COT) EN LA FORMACIÓN LA LUNA MEDIANTE PERFILES
CONVENCIONALES EN EL LAGO Y COSTA ORIENTAL DE LA CUENCA DE
MARACAIBO. EDO ZULIA”. El objetivo de este estudio fue establecer el contenido
de carbono orgánico total y espesor efectivo de la principal roca madre
(Formación La Luna) mediante registros convencionales. Para ello se siguió la
metodología desarrollada por Gómez (1997) para rocas madres de tipo caliza con
alternancias de lutita y calibrado con los análisis realizados a muestras de pared
y núcleo. El área de estudio comprende 18 pozos cretácicos del centro y este de
la Cuenca del Lago de Maracaibo. Los resultados obtenidos permitieron estimar la
variabilidad lateral y vertical del contenido de COT y el espesor efectivo de roca
madre de la Formación La Luna y aportó la información necesaria para el cálculo
de los volúmenes de generación de hidrocarburos en el área.
Salazar M. et al (1999) “PROYECTO DE GENERACIÓN DE PROSPECTOS
EN EL ÁREA DE MOTATÁN”. Este trabajo está enmarcado dentro de la cadena de
valor de Exploración, el cual permitió convertir una serie de oportunidades en
prospectos así como definir nuevas oportunidades (Leads), que en conjunto han
venido aumentando en forma significativa los recursos de hidrocarburos en la
zona. Todo esto con el propósito de la incorporación y/o desincorporación de
posibles reservas de hidrocarburos en la Base de Recursos de Exploración.
35
Proyecto PGP Tomoporo Mene Grande (2000). Con el fin de completar
el estudio de prospectos y oportunidades al Sur de Zulia Oriental, se definió un
proyecto PGP para cubrir en mas detalle las oportunidades definidas en los dos
proyectos anteriores realizados en esta área, tanto en el de Caracterización de
plays (1988) como el de Generación de prospectos en el área de Motatán (1999-
2000), los cuáles permitieron convertir una serie de oportunidades en prospectos
así como definir nuevas oportunidades (Leads), que en conjunto han venido
aumentando en forma significativa los recursos de hidrocarburos en la zona. De
esta forma, y continuando en la cadena de valor de Exploración, se definió un
proyecto de generación de prospectos (PGP) en las áreas de Tomoporo, Barúa y
Mene Grande, con el propósito de convertir algunas de las oportunidades ya
definidas en prospecto perforables a corto, mediano y largo plazo, permitiendo la
incorporación y/o desincorporación de posibles reservas de hidrocarburos en la
Base de Recursos de Exploración. El área de estudio seleccionada incluyó las
zonas de Ceuta, Tomoporo, La Ceiba, Barúa, Mene Grande y Motatán, las cuáles
abarcan en su conjunto aproximadamente 2400 kilómetros cuadrados. Estas
zonas fueron escogidas principalmente por su mayor prospectividad y por tener
la mejor y mayor cantidad de información asociada a levantamientos sísmicos 3-
D y a más de 400 pozos perforados en yacimientos conocidos los que serían
tomados como base para la calibración principal del estudio, extrapolando luego
a las zonas donde existe poca o ninguna información con el fin de predecir
principalmente los parámetros asociados al sistema petrolífero.
Ruiz, F. (2000) “GEOPRESIONES EN EL ÁREA DE MACAL (PROYECTO PGP
MACAL)”. En este trabajo se estudian las causas que pudieran ser determinantes
en el sobrepresurizamiento de la formación Carapita en el área de Macal. Para
ello, primero se demuestra la existencia de presiones anormalmente altas en la
misma, basados en los datos de pozos de los campos: Pirital, Bosque y Santa
Bárbara. Posteriormente se estudia la posibilidad de cartografiar el tope de las
inversiones de velocidades sísmica provenientes del procesamiento sísmico,
asociadas al tope de las geopresiones. Se describe la metodología para obtener
la ecuación de la tendencia de compactación normal, a partir de datos de
velocidad de sísmica 2D, de VSP y de registros sónicos. Adicionalmente a los
efectos de la subcompactación, se discute también el efecto de los esfuerzos
laterales y los levantamientos tectónicos ocurridos en el área y de la posibilidad
36
que exista conversión esmectita-ilita como posibles factores que contribuyen al
sobrepresurizamiento. El trabajo consiste en identificar en el subsuelo el tope de
las regiones donde ocurren inversiones de velocidad, a lo largo de diferentes
líneas sísmicas. Finalmente se recomienda correr una secuencia de registros en
pozos nuevos a perforar, Macal-A y Macal-B, los cuales serán útiles para una
evaluación petrofísica, estudio de geopresiones y de geomecánica detallada en el
área.
Acosta, J. (2001) “ESTADO DEL ARTE EN PREDICCIÓN DE PRESIONES
ANORMALES A PARTIR DE DATA SÍSMICA DE SUPERFICIE”. Tesis de grado
PDVSA-ULA. Como objetivo fundamental del estudio se planteó; el seleccionar,
inventariar y jerarquizar las técnicas más destacadas y de mayor aplicabilidad
práctica para la predicción de presiones anormales, mediante el uso de datos
sísmicos de superficie, a efectos de contribuir en el diseño óptimo de los planes
de la perforación de pozos exploratorios. Para el logro de los objetivos y metas
planteadas, se estructuró y analizó una base de datos de documentación
bibliográfica de estudios realizados a nivel mundial sobre el tópico en cuestión.
Se seleccionaron los documentos considerados más resaltantes, extrayendo y
realizando un análisis crítico comparativo de las técnicas en ellos propuestas. Las
técnicas seleccionadas como relevantes fueron inventariadas, documentadas en
detalle y validadas mediante su implementación y aplicación a la predicción de
presión de poros de una localización exploratoria planificada a ser perforada en el
año 2001. Los resultados obtenidos son; en primer lugar, la documentación de
un inventario selecto de técnicas relevantes certificadas y de aplicabilidad
práctica para la identificación, previo a la perforación, de eventuales zonas de
presiones anormales y la cuantificación del perfil de magnitud de presión de
poros a ser considerado en el diseño de perforación de pozos exploratorios.
En segundo término, se presenta un diagrama de flujo de procesos
secuenciados, a seguir en la realización de los estudios de predicción
mencionados, para garantizar la máxima eficiencia de los mismos.
Adicionalmente, se codificó un programa computarizado para la aplicación de las
5 técnicas más relevantes, a efectos de permitir la consideración de igual número
de escenarios potenciales de comportamientos de presiones de poros a esperar
sobre la vertical de cualquier localización dada. El impacto inmediato de este
estudio, es la contribución en la reducción de los ciclos de tiempo y los niveles de
37
incertidumbre, de uno de los procesos predictivos de mayor influencia en la
planificación de perforación y completación de pozos exploratorios.
Casal, B. (2002) “ESTADO DEL ARTE EN LA DETERMINACIÓN DE
ESPESORES EROSIONADOS POR MEDIO DE REGISTROS DE POZOS”, Tesis de
Grado PDVSA-UCV. En este trabajo se realizó una búsqueda exhaustiva de las
técnicas de mayor valor agregado en la determinación de espesores erosionados
por medio de registros de pozo. Se desarrolló una base de datos, la cual fue
jerarquizada de acuerdo a su importancia. Se realizó un resumen de aquellos
artículos considerados muy importantes. La técnica más empleada en la
actualidad para determinar espesores erosionados en superficie es la propuesta
por Heasler y Kharitonova (1996). Así mismo, la técnica más empleada para la
determinación de espesores de secciones erosionadas en subsuelo es la
propuesta por Nederlof en 1996 y modificada por Gómez en 1997. En el mismo
orden de ideas, también se desarrollo un plan de implementación, el cual fue
llevado a cabo en la Cuenca Oriental de Venezuela, específicamente en el pozo
PIC-25 del campo Pirital y el SBC-37E del campo Santa Bárbara.
Dommar, L. (2002) “ESTADO DEL ARTE EN LA DETERMINACIÓN DE
CARBONO ORGÁNICO TOTAL (COT) A PARTIR DE REGISTROS DE POZOS”, Tesis
de Grado PDVSA-UDO. El objetivo del trabajo es inventariar las técnicas más
relevantes y de mayor valor agregado en relación con la determinación de
carbono orgánico total (COT) a partir de registros de pozos, para caracterizar
eventuales rocas madres y su madurez. Para cumplir con los objetivos
establecidos se elaboró una base de datos donde está contenida y clasificada de
acuerdo a su rango de importancia toda la información encontrada, relacionada
directa e indirectamente con la determinación de COT mediante registro de
pozos, posteriormente se estudió a detalle las técnicas más representativas en
cuanto al tema y finalmente se seleccionó una técnica, tomando en cuenta los
criterios de aplicabilidad, y certidumbre, para efectuar el plan de
implementación. A partir de lo descrito anteriormente se concluyó que las
técnicas son competentes ateniendo a las necesidades de investigación y
características de la zona que se desee estudiar.
38
PDVSA-CIED (2002) “DETECCIÓN DE PRESIONES ANORMALES Y DE
FRACTURA”. El objetivo general del manual es explicar las técnicas y métodos
para la detección y determinación de presiones anormales y de fractura.
Montoya, J. (2007) “ANÁLISIS NO CONVENCIONALES DE REGISTROS
ELÉCTRICOS EN EL POZO EXPLORATORIO CLD-86X”, Tesis de Postgrado PDVSA-
LUZ. Este estudio tuvo por finalidad realizar una serie de análisis no
convencionales a los registros a hueco abierto, corridos en el pozo exploratorio
CLD-86X, en los intervalos correspondientes de edad Mioceno, Eoceno, Paleoceno
y Cretácico. Los objetivos planteados fueron: analizar la compactación de las
lutitas, estudiar las geopresiones, analizar la calidad de sellos lutíticos, estimar
los espesores erosionados y contenido de carbono orgánico total. Para alcanzar
los objetivos se establecieron los trenes de compactación normales mediante
aproximación lineal, se estimó la presión de sobre carga, presión de poro y de
fractura mediante el programa especializado “Drillworks Predict”, haciendo uso
de las ecuaciones de Athy, L. (1930) e Eaton (1972), respectivamente. Para
estimar el contenido de carbono orgánico total se utilizó el método del “∆ Log
R” propuesto por Passey et al., (1990).
Este estudio permitió establecer dos tendencias de compactación normal
para el área, ambas delimitadas por la erosión del Eoceno. Se pudo observar que
la presión de sobrecarga incrementa progresivamente con la profundidad; las
presiones anormales y de fractura máximas se observaron a nivel de la
formación Guasare y las Lutitas de la Formación Mito Juan/Colón, asociadas a
una zona de transición de presión. Finalmente, del análisis de carbono orgánico
total se identificaron tres posibles intervalos generadores correspondientes a la
formación La Luna. A nivel del Eoceno no se pudo determinar el espesor
erosionado, por estar el tren de compactación normal observado gobernado por
efectos distintos a subcompactación.
3.2 Bases Teóricas
3.2.1 Petrofísica
La petrofísica es una ciencia que se encarga del estudio de las
características físicas de las rocas, sus fluidos saturantes y las relaciones
existentes entre ellas. Comúnmente, la petrofísica se puede definir como la
39
caracterización de las propiedades físicas de las rocas, mediante la integración,
del entorno geológico, perfiles de pozo, análisis de muestras de roca y sus fluidos
e historia de producción.
Según Inlab (2000) en su artículo “Temas de Ingeniería de Reservorio”, la
petrofísica se puede dividir en petrofísica básica, y en petrofísica especial. La
petrofísica básica comprende:
• Perfiles de Pozo
• Permeabilidad Absoluta
• Permeabilidad al Gas
• Porosidad
• Saturaciones
• Densidad
• Salinidad del Agua Intersticial
Por su lado la petrofísica especial es aquella que comprende todas las
mediciones adicionales que se le quieran realizar al pozo para lograr una
caracterización más completa y detallada del yacimiento (tomado de Casal, B.
2002).
3.2.1.1 Modelo Petrofísico
García (1999) afirma que cuando hablamos de un modelo petrofísico, nos
referimos a un modelo que nos permita estimar cuantitativamente ciertas
propiedades de las rocas, tal como porosidad, permeabilidad y saturación de
fluidos, a través de mediciones físicas realizadas sobre las mismas rocas.
En dicho modelo, la matriz se refiere a toda la parte sólida de la roca que
no es arcilla y cuya composición está basada mayormente en tres minerales:
Cuarzo, Calcita y Dolomita, con constituyentes menores muy variados, tales
como: Pirita, Halita, Silvita, Yeso y muchos otros.
Debido a las grandes contribuciones que hace la arcilla en las mediciones
físicas que se realizan, esta es tratada por separado. Por lo general las arcillas
son aluminosilicatos hidratados, cuya fórmula genérica es: X(Al2O3) Y(SiO2)
Z(OH), los cuales contienen pequeñas cantidades de otros elementos tales como
Magnesio, Potasio, Hierro y Titanio. Los minerales de arcilla están clasificados en
grupos específicos de acuerdo a su estructura cristalina. Aquellos relacionados
con las rocas sedimentarias son Montmorilonita, Ilita, Clorita y Caolinita,
principalmente. La Montmorilonita es en algunos aspectos única ya que se hincha
40
en contacto con agua, además la misma se convierte en Ilita por encima de
cierta temperatura en el subsuelo, liberando agua que constituye a
sobrepresionar sedimentos adyacentes.
El agua contenida en la porosidad es originalmente la misma que
circundaba a los sedimentos cuando ellos fueron depositados y es por ellos que
dichas aguas se denominan connatas. Sin embargo, las aguas también sufren los
procesos diagenéticos a medida que se produce su enterramiento, pudiendo ser
la salinidad actual mayor o menor que la original (tomado de Casal, B. 2002).
3.2.1.2 Perfiles de Pozo
En este trabajo especial de grado se va a tratar el tema de los perfiles de
pozo, referido en la petrofísica básica. A continuación se da una breve
descripción de los perfiles más utilizados por la industria petrolera.
Según Puzin (1962), las acumulaciones petrolíferas suelen encontrarse en
rocas porosas y en estructuras geológicas o trampas estratigráficas de
condiciones favorables para la acumulación del petróleo.
Las formaciones geológicas suelen clasificarse según su composición
química o sus características litológicas como: densidad, textura, color, dureza,
fósiles que contenga, etc., para lo cual es esencial obtener muestras de la roca.
En los perfiles de pozo, las formaciones se distinguen por sus propiedades
eléctricas como: resistividad eléctrica, potenciales electro-químicos, velocidad del
sonido, radioactividad natural, captación nuclear de neutrones, dispersión de
rayos gamma, temperatura, etc.
Dichas mediciones se realizan por medio de instrumentos sensibles que se
introducen en el pozo, por lo que no es necesario obtener muestras de rocas,
pues las mediciones se hacen “in situ”. Los perfiles de pozo son registros
continuos de las características eléctricas, sónicas, mecánicas y radioactivas de
las formaciones, a lo largo del pozo, para así poder llegar a una determinación de
los posibles horizontes productores de petróleo o gas.
La cantidad de petróleo o gas contenido en una unidad de volumen del
reservorio es el producto de su porosidad y saturación de hidrocarburos. Además
de esas propiedades, el volumen de la formación que contienen el hidrocarburo
es necesario para determinar si la formación puede ser considerada comercial.
Conocer el espesor de la formación y el área que ocupa es esencial para
determinar el volumen.
41
Para evaluar la productividad de un reservorio, se debe determinar si los
fluidos que contiene se mueven fácilmente a través del sistema de poros. Esta
propiedad de la formación, la cual depende de la interconexión entre los poros se
denomina permeabilidad.
Schlumberger (1970, 1972, 1975), afirma que las principales propiedades
físicas necesarias para evaluar un reservorio, son su porosidad, litología,
saturación de hidrocarburos, espesores y permeabilidad. Esos parámetros
pueden ser derivados o inferidos de registros de pozos, tales como el registro
eléctrico, el nuclear, el sónico y el gamma ray, entre otros(tomado de Casal, B.
2002).
A continuación se presenta una breve descripción de cada uno de los
perfiles de pozo de mayor importancia para la industria petrolera (tomado de
Casal, B. 2002):
3.2.1.2.1 Perfil de Rayos Gamma
Este es uno de los perfiles más utilizados en la industria. Los perfiles de
rayos gamma miden de manera continua la radiactividad natural de las
formaciones y responden a la radioactividad producida por el decaimiento de tres
elementos: Torio, Uranio y Potasio, pero no determina la proporción relativa de
cada uno de estos elementos.
Las aplicaciones de esta herramienta no sólo son para parámetros
petrofísicos, sino también para estudios geológicos. Algunas posibles aplicaciones
son (tomado de Casal, B. 2002):
• Control de profundidad
• Correlación de pozos
• Estimación del contenido de arcillas
• Análisis mineralógico
• Detección de minerales pesados. El Th y el U se encuentran relacionados
con minerales pesados como Monazita y Zircón.
El perfil de rayos gamma puede utilizarse en hoyos abiertos o entubados,
ya sean vacíos o llenos de fluido de cualquier tipo. La curva de Rayos Gamma se
presenta en la primera pista del perfil, con el incremento de la radiactividad
hacia la derecha, cuya deflexión hacia la derecha señala la presencia de lutitas.
42
Los elementos radiactivos tienden a concentrarse mucho en las arcillas y
las lutitas, lo cual hace que el registro de rayos gamma refleje el contenido de
arcillas en las formaciones. Por el contrario, las formaciones limpias tienen
usualmente un nivel muy bajo de radiactividad. Entre los elementos radiactivos
que contribuyen a la emisión de rayos gamma están el Potasio, el Uranio y el
Torio.
Del registro litológico se puede obtener:
• Nomenclatura de la arena a evaluar.
• Tope y base del intervalo.
• Espesor de arenas netas.
• Porcentaje de arcilla en el intervalo evaluado.
La repuesta del perfil de rayos gamma, después de la corrección por
efecto de pozo, tubería de revestimiento, etc., es proporcional a la concentración
en peso del material radioactivo en la formación.
Un aumento en la radiactividad se indica por la desviación de la curva
hacia la derecha y una reducción en la radiactividad se muestra por la desviación
de la curva hacia la izquierda. Las formaciones de solo calizas y arenas se
representan en el perfil por los valores mínimos, hacia la izquierda, mientras que
las lutitas se representan por los valores máximos, hacia la derecha. La distinción
entre una arena y una caliza no puede hacerse con sólo el perfil de rayos
gamma. En ciertos casos, es recomendable correlacionar el perfil de rayos
gamma con un registro de muestras geológicas (tomado de Montoya, J. 2007).
3.2.1.2.2 Registro Calibre “Caliper”
Este registro está especialmente diseñado para medir el diámetro del hoyo
durante la perforación de un pozo. El producto de dicho registro, es decir, una
respuesta del diámetro del hoyo vs. profundidad, proporciona una clara idea del
estado en el que se encuentra el hoyo en el momento del perfilaje.
El mismo se coloca en escala lineal y entre valores de 6 a 16 pulgadas.
Como referencia se coloca una línea punteada que indica el diámetro de la mecha
que perforó la sección del pozo registrado, de tal manera que cualquier medida
de “caliper” superior a la misma significa que el pozo esta derrumbado, y
cualquier medida inferior significa costra de barro (tomado de Casal, B. 2002).
43
3.2.1.2.3 Registros Convencionales de
Resistividad
Una de las propiedades más importantes de una formación es la medida
de la resistividad. Dicha medida en conjunción con la porosidad y resistividad del
agua se usan en los cálculos de saturación en agua, y en consecuencia, en la
saturación en hidrocarburos (tomado de Casal, B. 2002).
Autores como Asuith (1997), señalan que los registros de resistividad se
usan para: (1) determinar hidrocarburos versus zonas productoras de agua, (2)
indicar la permeabilidad de la zona, y (3) determinar porosidad y permeabilidad.
Entonces, el uso más importante de los registros de resistividad es la
determinación de hidrocarburos versus zonas productoras de agua. Debido a que
la matriz o granos de la roca y los hidrocarburos no son conductivos, la habilidad
de la roca de transmitir corriente es casi completamente función del agua en los
poros. Los hidrocarburos como los de la matriz de la roca no son conductivos;
por consiguiente, la saturación de hidrocarburos en los poros aumenta y la
resistividad de la roca también aumenta.
El perfil de resistividad ha sido usado, en conjunto con otros registros,
para indicar la presencia de depósitos ricos en materia orgánica, pero realmente
constituye un mejor indicador de madurez que de riqueza.
En los perfiles convencionales de resistividad, se envían corrientes a la
formación, a través de unos electrodos y se miden los potenciales eléctricos
entre otros. La medición de estos potenciales permite determinar resistividades.
Para que haya una circulación de corriente entre electrodos y formación, debe
ser corrida en pozos que contengan lodo (barro, inyección o agua) conductores
de electricidad (tomado de Dommar, L. 2002).
3.2.1.2.4 Registro de Densidad
Este perfil se usa principalmente como perfil de porosidad. La herramienta
de densidad permite estimar la densidad de formación al medir la atenuación de
rayos gamma entre una fuente y un detector. En otras palabras, el registro de
densidad de formación mide la densidad de electrones de una formación. El
dispositivo de dicho registro es una herramienta que consiste en una fuente que
emite rayos gamma. Dicha fuente puede ser Cobalto – 60 o Cesio – 137.
44
Los rayos gamma chocan con los electrones contenidos en la formación. El
resultado de esos choques es la pérdida de energía de las partículas de rayos
gamma. El número de colisiones es una función directa del número de electrones
en la formación (densidad de formación). Consecuentemente la densidad de
electrones puede ser relacionado con la densidad de la formación.
La densidad de la formación es una función de la densidad de la matriz,
porosidad y densidad de los fluidos de los poros (agua salada, dulce o
hidrocarburo). La fórmula para calcular porosidad derivada de densidad es:
fma
bma
ρρρρφ
−−
= (1)
Donde:
ρma: Densidad de la matriz
ρb: Densidad de la formación
ρf: Densidad del fluido.
Las densidades de las matrices se pueden observar en la tabla 1. La
densidad del fluido es 1,1 en agua salada, 1 en agua dulce y 0,7 para el gas.
La presencia de arcilla o gas en la formación complica la lectura, pero este
problema se resuelve usando una combinación apropiada de perfiles de
porosidad.
Tabla 1. Densidades de matrices de litologías comunes.
ρma (gr/cc)
Areniscas 2,648
Carbonatos 2,710
Dolomitas 2,876
Anhydritas 2,977
Sal 2,032
En las formaciones con densidad baja (alta porosidad) la mayor parte de
los rayos gamma producidos por la fuente llegan al receptor y pueden ser
contactados. A medida que aumenta la densidad (disminuye la porosidad),
menos rayos llegan al receptor.
45
El término densidad total se refiere a la densidad en conjunto o en masa
de un volumen unitario de roca. En el caso de rocas porosas, incluyen la
densidad del fluido en el espacio poroso y también la densidad de los granos de
la roca. Era de esperar que existiera una relación entre la contribución a la
densidad total por el fluido en el espacio poroso y la porosidad de la roca. Esta
relación es la base para los cálculos de porosidad a partir del perfil densidad
(Schneider et al., 1974)
Otros usos del mismo incluyen: identificación de minerales en depósitos
evaporíticos, detección de gas, determinación de la densidad de hidrocarburo,
evaluación de arenas con arcillas y de litologías complejas, determinación del
rendimiento de lutitas petrolíferas, cálculo de presión de sobrecarga y
propiedades mecánicas de las rocas (tomado de Casal, B. 2002).
3.2.1.2.5 Registro Sónico Convencional
El perfil Sónico es un registro de Δt profundidad versus, el tiempo
requerido por una onda compresional de sonido para recorrer un pie de
formación. Conocido como “tiempo de tránsito”, Δt es el valor reciproco de la
velocidad de una onda compresional de sonido. El tiempo de tránsito en una
formación dada depende de su litología y porosidad. La dependencia de la
porosidad, conocida la litología, hace que el perfil sónico sirva mucho como
registro de porosidad.
Los tiempos de tránsito del sónico en la materia orgánica han sido
estimados entre 150 hasta > 200 ms/pie, mientras que en agua fresca son de
189 ms/pie, y en los minerales no-arcillosos que forman las rocas varían de 43 a
55 ms/pie (tomado de Dommar, L. 2002).
Dicho tiempo de transito en una formación, depende de su litología y
porosidad, por lo que dicho registro sirve como registro de porosidad, como se
puede apreciar en (tomado de Casal, B. 2002):
• Areniscas Consolidadas y Compactas: En formaciones limpias y
consolidadas con pequeños poros distribuidos uniformemente, existe una
relación lineal entre la porosidad y el tiempo de tránsito.
• Carbonatos: Por lo general estos presentan porosidad secundaria debida a
cavernas o fracturas, por lo que los valores en el registro sónico tienden a
ser muy bajos.
46
• Arenas No Compactadas: La relación entre porosidad y tiempo de tránsito
se mantendrá aproximadamente lineal, pero debe hacérsele ciertas
correcciones debido a que los valores de porosidad dan demasiado altos.
La velocidad del sonido en las litologías comunes de las formaciones varia
alrededor de 18000 a 26000 pies/seg. Se registra el valor recíproco de la
velocidad en microsegundos/pie (μseg/pie), para evitar el uso de fracciones
decimales pequeñas. La gama del registro varia desde unos 43μseg/pie, para
dolomitas densas de porosidad cero, hasta 200μseg/pie para agua.
En formaciones sedimentarias la velocidad del sonido depende de muchos
factores principalmente del material de la roca matriz (arenisca, caliza o
dolomita) y de la porosidad distribuida. Las gamas de valores de la velocidad del
sonido y tiempo de tránsito para las rocas matrices comunes y tuberías de
revestimiento están presentadas en la tabla 2, también están indicados, los
valores que comúnmente se usan para Δtmax (tomado de Dommar, L. 2002).
Tabla 2. Velocidades del sonido y tiempo de transito para rocas matrices
Vma( pies/seg) ΔTma(μseg/pies) ΔTma(μseg/pies) (Usado comúnmente)
Areniscas
Calizas
Dolomitas
Anhidrita
Sal
Tubería (hierro)
18.000-21.000
21.000-23.000
23.000
20.000
15.000
17.500
55,6-47,6
47,6-43,5
43,5
50,0
67
57
55,5 o 51,0
47,5
43,5
50,0
67,0
57,0
De lo anteriormente mencionado, la porosidad puede ser calculada
mediante la expresión:
Φ = (Δm - Δb) / (Δm - Δf) (2)
Donde:
Φi: Porosidad total (fracción)
Δm: Tiempo de tránsito de matriz (μseg/pie)
Δb: Tiempo de tránsito total (μseg/pie)
47
Δf: Tiempo de tránsito de fluidos (μseg/pie)
3.2.1.2.6 Registro Neutrón
Los neutrones son partículas eléctricamente neutras cuya masa se
aproxima a la del núcleo de hidrógeno. Cuando dichos neutrones son emitidos
ellos penetran a la formación con mayor facilidad que las partículas con cargas
eléctricas.
Dicho neutrón perderá aproximadamente la mitad de su energía cuando
choque con un núcleo de hidrógeno presente en el fluido de los poros. Luego de
alrededor de 20 choques, los mismos reducirán la velocidad térmica y serán
fácilmente atrapados por cualquier elemento presente. Los neutrones capturados
emiten un rayo gamma de origen secundario.
El registro neutrónico es un registro de porosidad que mide la
concentración del ión hidrógeno en una formación. En una formación limpia
donde la porosidad es saturada con agua o petróleo, el registro neutrónico mide
la porosidad rellena de líquido.
Cuando los poros están rellenos de más que por agua o petróleo, la
respuesta del registro de porosidad puede ser baja. Esto es debido a que en el
gas existe menos concentración de hidrógeno que en el agua o en el petróleo.
Por lo general se registra porosidades altas en zonas lutíticas y bajas en
zonas ricas en gas. Los perfiles neutrónicos, densidad y sónico son los perfiles
más usados en la determinación de la porosidad. En 1997, Asquith (en Smolen,
1996) indica que una porosidad certera también puede ser determinada por
medio de la combinación de los perfiles neutrón y densidad. Schlumberger
(1970, 1972) afirma que cuando no se dispone de ningún perfil de porosidad se
puede hacer una estimación de la porosidad basada en las lecturas de
resistividad en formaciones limpias y acuíferas (tomado de Casal, B. 2002).
3.2.2 Análisis no Convencionales de Perfiles de Pozos
Son procesos fundamentados en la interpretación de registros de pozos,
orientados al estudio de características del sistema petrolífero que no están
estrechamente vinculadas a las propiedades de los reservorios.
Entre los objetivos más comunes de los análisis no convencionales de
perfiles podemos citar:
48
Análisis de Compactación de arcillas.
Análisis de Geopresiones.
Análisis de Calidad de Sellos Lutíticos.
Análisis de Estimación de Espesores Erosionados
Estimación de Contenido de Carbono Orgánico Total (COT)
3.2.2.1 Análisis de Compactación de Arcillas
La compactación de una roca es el fenómeno de reducción de su volumen
como efecto de los esfuerzos a que es sometida.
Los procesos de compactación de rocas sedimentarias pueden ser
definidos en forma simple como procesos de litificación por efecto de sobrecarga,
que expulsan los fluidos saturantes y reducen la porosidad. Asthly (1930), sentó
las bases del análisis de compactación al estudiar la correlación existente entre
densidad, porosidad y grado de compactación de sedimentos contra su
profundidad de soterramiento. El análisis de compactación, es la identificación y
estudio de los eventos ocurridos durante tales procesos y cómo ellos impactan el
grado y calidad de compactación final en cualquier nivel de la columna
sedimentaria.
3.2.2.1.1 Compactación
La compactación de una roca es el fenómeno de reducción de su volumen
como efecto de los esfuerzos a que es sometida.
Otros autores como Baldwin y Butler (1985), prefieren expresar la
compactación en términos de solidez, que es el volumen porcentual de granos
por unidad de roca y por ende el complemento de la porosidad; así mismo,
afirman que los estudios de análisis de compactación son aplicados a reservorios
petrolíferos, para la reconstrucción de las estructuras sedimentarias originales, y
para determinar el modelo de subsidencia que ha afectado una cuenca
sedimentaria.
Compactación de las Lutitas
La compactación de las lutitas es el fenómeno de reducción de su volumen
como efecto de los esfuerzos a que es sometida. En las acumulaciones
49
sedimentarias, la fuerza de gravedad transmite el peso de los sedimentos más
superficiales a los más profundos, causando un efecto de compresión que
provoca a su vez una compactación normal en los mismos y expulsión de los
fluidos saturantes. Por lo tanto a mayor profundidad debería existir mayor
compactación, menor porosidad y menor volumen porcentual de fluidos.
Varios trabajos de campo y laboratorio tienden a demostrar que en las
arcillas o lutitas la reducción de porosidad con profundidad guarda una relación
exponencial atribuible a la expulsión de fluidos por efectos de compactación. La
compactación de las lutitas está gobernada principalmente por la carga litostática
(Magara, K., 1978) y si la presión de los fluidos es más alta que lo normal, las
lutitas se encuentran menos compactadas que en los lugares donde la
compactación es normal.
En síntesis, puede decirse que la porosidad (o solidez) de las arcillas está
condicionada prácticamente en exclusividad por su nivel de compactación y que
adicionalmente en condiciones normales existe una relación exponencial bien
definida entre porosidad y profundidad (Figura 6).
Figura 6. Relación entre compactación y profundidad.
En muchas ocasiones no hay data disponible, por lo que se considera
necesario inferir el volumen de espacios vacíos, tanto en el estrato litificado
como durante la acumulación de dicho estrato. Baldwin y Butler (1985), afirman
50
que hay maneras para hacer estimaciones razonables, de hecho ellos proponen
tres curvas que muestran los cambios en el volumen de poros desde la superficie
hasta grandes profundidades como 6 Km. (20000 pies).
El fenómeno de la compactación es sumamente complicado. Perrier y
Quiblier (1974) afirman que la compactación depende de los tipos de
sedimentos, edad, tasa de sedimentación y de la carga sedimentaria
suprayacente, además de las dificultades con el drenaje o expulsión de fluidos,
así como de la diagénesis en cuanto a transformación de minerales o
cementación. Tanto así que Lang (1994) afirma que los procesos de
compactación/diagénesis no pueden describirse como una función simple y
universal. La disminución de la porosidad en sedimentos lutíticos es similar en
una misma cuenca sedimentaria, pero es diferente de cuenca en cuenca
sedimentaria.
• Indicadores de Porosidad
Los indicadores de porosidad más conocidos y aceptados son:
Los registros radioactivos de densidad, los cuales miden la densidad total
de un volumen de formación. Para un volumen teórico de cero porosidad, la
densidad medida será la densidad de la matriz (2,65 gr/cc para areniscas, 2.71
gr/cc para caliza). Si la densidad medida es menor a la densidad de matriz
entonces existen espacios no ocupados por la matriz, es decir poros.
Los registros radioactivos de Neutrones, que miden el índice de hidrógeno
total de un volumen de formación. Las rocas no tienen hidrógeno en su
composición química entonces el hidrógeno puede estar presente sólo en los
poros y por lo tanto el índice de hidrógeno es un indicador directo del volumen
de poros.
Los registros Sónicos, que miden el tiempo que tarda una señal acústica
en transitar un pie de formación. Este tiempo es conocido como tiempo de
tránsito. Para un volumen teórico de cero porosidad, el tiempo de tránsito
medido será el tiempo de tránsito de la matriz (55 μseg/pie para areniscas, 47.5
μseg/pie para caliza). Si el tiempo de tránsito medido es mayor al tiempo de
tránsito de la matriz entonces existen espacios no ocupados por la matriz, es
decir poros.
51
Compactación Normal
Es el proceso de compactación en el cual los sedimentos han expulsado los
fluidos saturantes, en correspondencia con la carga a que han sido sometidos por
efectos de soterramiento.
En una secuencia sedimentaría normal, se debe esperar un perfil de
compresión y compactación normal, cuya característica principal es que tiene
una relación directamente proporcional con profundidad. Es decir, a mayor
profundidad mayor compactación y consecuentemente menor porosidad.
Así mismo, en condiciones normales, la presión de poros a una
profundidad cualquiera, la cual es también conocida como presión de formación,
es consistentemente creciente con profundidad e igual a la presión hidrostática,
que es la presión ejercida por el peso de la columna de fluidos (Figura 7).
Figura 7. Perfil de Compactación Normal
Compactación de las Arenas
En las arenas, la reducción de porosidad en función de profundidad es
aproximadamente lineal y atribuible a otros factores adicionales a la expulsión de
fluidos como; los efectos diagenéticos, el escogimiento de los granos, los niveles
de arcillosidad y el grado de fracturamiento, entre otros. (Galloway 1974).
52
Maxwell, 1964 y Galloway, 1974, sugieren que el efecto de la temperatura
sobre la porosidad de las arenas es significante, sugiriendo que los efectos
químicos y diagenéticos en vez de los efectos físicos, son los que principalmente
controlan su porosidad.
Lang (1994), afirma que los procesos de compactación y diagénesis han
sido tratados como fenómenos separados. Ellos pueden ser separados hasta
cierto punto, pero están interrelacionados, debido a que la compactación en las
areniscas es el principal factor que contribuye a la disminución de porosidad,
hasta una cierta profundidad, donde los cambios de temperatura y la diagénesis
comienzan a ser los factores dominantes en la continua disminución de
porosidad, no así en las lutitas.
Cambio de Espesor entre Sedimentos y Rocas Sedimentarias
Según Vera Torres (1994), el resultado más claro de la compactación es la
reducción de espesor desde los sedimentos hasta las rocas sedimentarias. Esta
reducción tiene lugar, esencialmente, por disminución de la porosidad primaria
del sedimento. Resulta por tanto evidente que la reducción en el espesor podrá
ser mucho mayor en los sedimentos con porosidad primaria elevada.
Existe un segundo factor que hace algo más compleja la relación de
porosidad primaria y reducción de espesor o compactación. Se trata de la textura
de la roca y de la facilidad que tenga para poder modificar su empaquetamiento.
Así por ejemplo, entre dos sedimentos de la misma porosidad primaria pueden
haber grandes diferencias en el tipo de empaquetamiento de manera que uno de
ellos (ej. con granos esferoidales) tienda a disminuir poco su porosidad y otro
(ej. con granos planos) pueda hacerlo de una manera muy importante. En todos
los casos la reducción de la porosidad está acompañada de expulsión de gran
parte del agua que ocupaba los poros del sedimento.
Vera Torres (1994) afirma que cuando se aplican estos conceptos a los
sedimentos y rocas sedimentarias más usuales se pueden destacar dos tipos
extremos en cuanto a su comportamiento durante la compactación (Figura 8). El
primer tipo corresponde a los sedimentos con alto grado de porosidad primaria
(hasta el 80%) en los que puede disminuir de manera muy notable su porosidad.
El tipo más característico lo constituye las lutitas, en especial aquellas formadas
mayoritariamente por minerales de arcilla, que son partículas planas y
deformables. Los valores normales de porosidad inicial de las lutitas varían desde
53
el 90 al 50% (Vera Torres, 1994); en una primera fase de compactación se
reduce a valores del 40-45% debido a la expulsión de agua. Inmediatamente
comienza una reorganización de las partículas más finas desarrollándose la
pizarrosidad, al mismo tiempo que sigue la disminución progresiva de la
porosidad hasta su eliminación total, a la que se llega en condiciones de presión
normal a unos 6 Km. de profundidad y en condiciones de sobrepresión a menor
profundidad. La reducción de espesor puede llegar a ser hasta del 80%.
Figura 8. Comparación de los valores de porosidad en función de profundidad en
lutitas y areniscas. h1.- espesor originario. hs.- espesor de sedimento seco. n.-
porosidad. Tomado de Vera Torres, 1994
Según Vera Torres el segundo tipo extremo corresponde a las arenas con
escasa matriz lutítica, con porosidad inicial del 25 al 45% que reduce
ligeramente su porosidad a valores del 10-25%, y en las que la consolidación se
alcanza por cementación, más que por compactación.
Los efectos de la compactación en los sedimentos carbonatados son menos
conocidos ya que durante los mismos se producen fenómenos de disolución bajo
presión, como los que forman las estilolitas, que enmascaran el proceso e impide
su cuantificación.
54
Uno de los aspectos más interesantes, cuando se quieren interpretar las
geometrías de rocas sedimentarias antiguas, es conocer los efectos de la
compactación diferencial (Figura 9). Dado que los materiales sedimentarios
reducen su volumen de manera desigual, en función de la litología y la textura,
puede ocurrir que volúmenes de materiales originalmente iguales pasen a tener
diferentes espesores después de la compactación, con la consiguiente
modificación de la geometría de los estratos afectados y de los suprayacentes.
Esto ocurre fundamentalmente cuando dos materiales de diferente
comportamiento ante la compactación cambian lateralmente.
Figura 9. Efectos de la compactación diferencial en materiales en los que haya un
cambio lateral de facies. Tomado de Vera Torres, 1994.
Perrier y Quiblier (1974), afirman que los geólogos petroleros cuando
preparan reconstrucciones paleogeográficas o paleoestructurales, toman en
cuenta las modificaciones que han sufrido los espesores de los estratos durante
la historia de compactación. Por esa razón ellos propusieron dos métodos para
calcular los efectos de compactación en cuencas sedimentarias no afectadas por
orogénesis, basados en el conocimiento de porosidades actuales en pozos y de la
compactación temprana de los sedimentos. Dichos métodos permiten evaluar los
espesores en cualquier momento de la historia sedimentaria de la cuenca.
El primer método está relacionado a aquellos casos donde los registros de
porosidad se pueden obtener del pozo. La secuencia es dividida en fases, las
cuales son a su vez subdivididas en “slices”. La evolución inicial del cambio de
espesor se deduce de la curva porosidad – profundidad de sedimentos recientes
similares en composición a los de la cuenca en estudio. Luego se lleva a cabo
una interpolación entre esta evolución inicial y los espesores presentes.
55
El segundo método se aplica en áreas donde no se tienen registros de
porosidad, pero se puede inferir un promedio de porosidad – profundidad. Se
calcula un número D, llamado numero de descompactación. Dicho número es
función del espesor original y de la profundidad de enterramiento, y por lo tanto
el mismo permite que el valor inicial del espesor de un estrato sea calculado
(tomado de Casal, B. 2002).
3.2.2.1.2 Subcompactación
La subcompactación es uno de los procesos geológicos más estudiados
para explicar la presencia de presiones anormales. Es simplemente un proceso
de compactación incompleta, debido a efectos de agentes geológicos que
retardan o reducen la secuencia y acabado de los procesos de compactación
normal.
Es un estado resultante de un proceso de compactación anormal, en el
cual los fluidos no han sido expulsados totalmente en correspondencia con la
carga a la que han sido sometidos, y en consecuencia, los sedimentos asociados
preservan altas porosidades y retienen volúmenes mayores de agua a los
correspondientes a una compactación normal. Esta agua retenida en exceso,
soporta parte de la carga litostática que deberían soportar sólo los granos.
En síntesis, los intervalos subcompactados presentan compresión
distribuida entre granos y fluidos, y compactación de granos deficiente e
inconclusa. Esta es la causa más común y estudiada (80%) de presencia de
presiones anormales.
En los intervalos subcompactados la relación compactación – profundidad,
deja de ser directamente proporcional y creciente, como reflejo de una tendencia
de compactación anormal, en la cual se encuentran porosidades anormalmente
altas, saturadas por fluidos confinados y altamente sobrepresurizados (Figura
10) (tomado de Acosta, J. 2001).
56
Figura 10. Tren de Compactación Anormal
Causas Principales de la Subcompactación
Existe una gran variedad de eventos geológicos que conducen a una
compactación incompleta o subcompactación, las más comunes y conocidas son
(tomado de Acosta, J. 2001):
• Soterramiento excesivamente rápido: Los sedimentos son sometidos a
procesos de carga tan acelerados que les impide ejecutar sus procesos normales
de compactación, no dando tiempo para la expulsión normal del agua entre
poros, la cual es confinada y sobrepresurizada.
• Llenado excesivamente rápido de sedimentos: En este tipo de
sedimentación, la acumulación de sedimentos se hace tan rápido que no da
tiempo a los sedimentos más antiguos a llevar a cabo sus procesos normales de
compactación, por lo tanto terminan reteniendo agua atrapada por confinación
temprana y en consecuencia subcompactada.
57
• Relación de esfuerzos horizontales: Sedimentos sometidos a esfuerzos de
compresión horizontal excesivos, se deforman incrementando su espesor vertical
y por lo tanto provocan sobrecarga mayor a la normal sobre los sedimentos más
viejos.
• Fallamiento regional de tipo sellante: Si los estratos son sometidos a
fallamientos sellantes previo a la conclusión normal de los procesos de
compactación, los mismos son reducidos o detenidos provocando
subcompactación y en consecuencia sobrepresurización.
• Relación Arena – Lutita: La carencia o ausencia absoluta de arenas o
cuerpos permeables dentro de grandes secciones lutíticas limita el reacomodo de
las aguas expulsadas en los procesos de compactación, generando zonas
subcompactadas y presurizadas.
La figura 11 esquematiza los mecanismos de compactación anormal o
subcompactación más importantes.
Figura 11. Mecanismos de Compactación Anormal o Subcompactación
58
3.2.2.1.3 Técnicas para establecer el Tren de
Compactación Normal
Tren de compactación normal, Método de Magara (1976)
Los espesores de roca sedimentaria removidos por erosión en el pasado
geológico pueden ser evaluados por medio de datos de compactación. Esto es
posible debido a que la compactación está relacionada con la profundidad de
enterramiento y la sobrecarga, si la presión de poro es normal o hidrostática.
El nivel de compactación puede ser determinado por el registro sónico,
debido a que el tiempo de tránsito sónico es una función de porosidad en una
litología uniforme.
Cuando la presión de poro es normal, la relación entre el logaritmo de
tiempo de tránsito sónico y la profundidad en un intervalo relativamente somero,
puede aproximarse a una línea recta. Dicha línea recta es conocida como la
tendencia de compactación normal, la cual se extrapola para obtener el valor del
tiempo de tránsito en la superficie (∆t0), en una situación donde no se ha
presentado una erosión significativa.
En una zona donde la erosión haya sido significativa, si la tendencia de
compactación normal es extrapolada a la superficie, el valor del tiempo de
tránsito de la superficie actual (∆t0’) será más pequeño que el valor del tiempo
de tránsito para el caso en el cual la erosión no hubiera ocurrido (∆t0). Si la
tendencia de compactación normal es extrapolada a ∆t0, el espesor de roca
removida puede ser determinado. Por lo general la tendencia de compactación
normal es extrapolada hasta 200 μseg/pie, debido a que el tiempo de tránsito no
puede exceder de ese valor para agua o 100% porosidad (Figura 12) (tomado de
Montoya, J. 2007).
59
Figura 12. Modelo de compactación de Magara.
Tren de compactación normal, Método de Heasker y Kharitonova
Estos autores propusieron un modelo exponencial mejorado de la data de
tiempo de tránsito sónico como una función de la velocidad tomando en cuenta
las velocidades sónicas de las rocas, el cual es un modelo mucho más real
geológicamente hablando. Los mismos también suponen la compactación
mecánica de la roca como el factor dominante que controla la porosidad.
Como ya se discutió, la construcción de la línea de tendencia de
compactación normal permite cuantificar la cantidad de erosión, así como la
determinación de zonas presurizadas o descompactadas.
Heasker y Kharitonova (1996) afirman que la siguiente ecuación no
describe adecuadamente la relación tiempo de tránsito –profundidad, dado que a
grandes profundidades, es decir, Z ∞, el ∆t 0, cuando debería ser igual al
tiempo de tránsito de la matriz.
∆t = ∆to e (−bZ) (3)
60
Por esa razón ellos introdujeron una constante “C”, denominada constante
de velocidad de la matriz, la cual presenta valores entre 39 μseg/pie (dolomitas)
y 67 μseg/pie (lutitas con 0% porosidad), aunque Magara (1976) sugirió usar 68
μseg/pie para el tiempo de tránsito de una matriz lutítica (Figura 13) (tomado de
Montoya, J. 2007). Así la ecuación queda de la forma:
∆t = ∆to e(−bZ ) + C (4)
Donde:
∆t: es el tiempo de tránsito a cualquier profundidad Z, (μseg/pie)
∆t0: es el tiempo de tránsito en superficie, el cual varía de 180 a 200 μseg /pie
“b”: es la constante de decaimiento exponencial
“C”: la constante de velocidad de la matriz
Figura 13. Modelo de compactación de Heasker y Kharitonova
Tren de compactación usando las ecuaciones de velocidad, Método de Bowers
B
ESlododelíneaN AVV σ+= (5)
61
Donde:
VN: es la velocidad, (pie/seg)
Vml: es la velocidad en la línea de lodo, (pie/seg)
σESr: es la tensión efectiva en presión normal
A y B: son valores empíricos que obedecen al mejor ajuste de la relación entre
velocidad y tensión efectiva para el área
3.2.2.1.4 Diagénesis
Inmediatamente después del depósito de los sedimentos se inician una
serie de procesos físicos y químicos que transforman dichos sedimentos en rocas
sedimentarias. Ese conjunto de procesos se denomina “diagénesis” y los mismos
se acentúan durante el enterramiento del sedimento por nuevos sedimentos, de
manera que, según Vera Torres (1994), el progresivo incremento de presión
(carga litostática) y temperatura (grado geotérmico) son las causas principales.
(Acosta, J. 2001) Se cree que la diagénesis química es la segunda causa
de sobrepresurización. Consiste en la alteración química de los minerales
componentes de las rocas por efectos de procesos geológicos.
Los procesos de alteración diagenéticas de arcillas expansibles
(bentoníticas) a no expansibles (coloides secos) generan grandes volúmenes de
agua por efectos de deshidratación. Si estas aguas expulsadas no encuentran los
espacios suficientes para su reacomodo, son comprimidas o presurizadas,
generando zonas de presiones anormales.
El efecto de diagénesis química en sedimentos clásticos puede ser
sumarizado como sigue: Las lutitas están compuestas principalmente por arcillas
bentoníticas, de las cuales la Montmorillonita es la más abundante y común. El
proceso geológico de alteración química más conocido y estudiado; es la
alteración de Montmorillonita, una arcilla altamente expansible, a IIlita, Clorita y
Caolinita que son coloides secos o arcillas no expansibles. Este proceso es
reproducido exitosamente en laboratorios y en esencia puede sintetizarse como
sigue:
Cuando en procesos normales de compactación la Bentonita alcanza altas
temperaturas (150-300°F) la Montmorillonita empieza a deshidratarse y
transformarse en Illita. El cambio libera el agua intersticial adherida en las
arcillas, hacia el espacio poroso. Esta agua liberada requiere 40-50 % más del
62
espacio entre las partículas que la requerida entre capas, dado que se expande a
densidad normal incrementando la presión hasta niveles anormalmente altos.
J. Burst (1997) sugiere una explicación muy coherente a la diagénesis de
arcillas, basada en tres etapas o estados para la extracción de agua adherida y/o
composicional desde las arcillas
En el estado uno, el agua entre los poros y el exceso de agua intercapas
es removida por la acción normal de la presión de sobrecarga. Este proceso de
deshidratación por compactación puede reducir el volumen de agua original que
es del orden de 70-80% a no más del 30 % y sucede rápidamente a
profundidades relativamente someras (3000-6000´).
En el estado dos, la presión no juega un papel predominante en la
deshidratación, la cual es controlada fundamentalmente por un fenómeno de
liberación y expansión de agua por efectos de temperatura (150-300°F). La
pérdida de agua en esta etapa puede alcanzar de 10 a 15% del volumen
compactado durante la diagénesis de Montmorillonita a Illita.
En el estado tres, el agua expulsada busca un reacomodo hacia espacios
porosos en donde alojarse, si los encuentra el proceso es completado de forma
normal. Si los espacios porosos requeridos no existen o no son suficientes, el
agua empieza a ser comprimida, generando zonas sobrepresurizadas.
La figura 14 muestra el modelo de compactación normal propuesto por
Burts en 1969 (tomado de Acosta, J. 2001).
63
Figura 14. Mecanismos de compactación normal
3.2.2.2 Análisis de Geopresiones
La secuencia sedimentaria depositada en un tren normal de compactación
sigue el perfil de Presión Hidrostática. Zonas subcompactadas presentan
presiones anormales, debido a que preservan mayores porosidades al retener
mayores volúmenes de fluidos que no han podido ser expulsados en procesos
incompletos de compactación. Hottman & Jhonson (1965) demostraron que las
divergencias existentes entre el Tren Normal de Compactación y el Tren de
Compactación Observado pueden ser correlacionadas con desviaciones entre la
Presión de Poros y la Presión Hidrostática. El análisis de Geopresiones tiene como
objetivo establecer un perfil de Presión de Poros a partir del Tren de
Compactación Observado y sus divergencias contra el Tren de
Compactación Normal.
Es conveniente tener en cuenta algunos conceptos básicos sobre
presiones, para un mejor entendimiento del análisis de geopresiones y por ende
de los fenómenos de presiones anormales, su identificación, cuantificación y
análisis, por lo tanto:
64
3.2.2.2.1 Densidad
La densidad de una sustancia se define como su peso por unidad de
volumen, por lo tanto, es simplemente su peso dividido por su volumen
Densidad = Peso (lbs) / Volumen (gal) (6)
3.2.2.2.2 Presión
Es la fuerza aplicada en una superficie dividida por el área sobre la cual
actúa.
Presión (lpc) = Fuerza (lbs) / Área (plg2) (7)
3.2.2.2.3 Gradiente de Presión
Se define como gradiente de presión (GP), al incremento de presión por
unidad de espesor (pie) que se incrementa verticalmente. Puede obtenerse de
las siguientes expresiones (tomado de Control de Pozos, 1989):
GPi = ΔPresióni / ΔProfundidadi = P2 – P1 / Z2 – Z1 (8)
GPi= PH/H (9)
GPi= 0,052* DL (10)
Donde:
GPi: Gradiente de presión (lpc/pie)
ΔPresión i: Incremento de presión (lpc)
ΔProfundidad i: Incremento de profundidad (pies)
P2 – P1 : Presiones en los puntos 2 y 1 (lpc)
Z2 – Z1: Profundidades de los puntos 2 y 1 (pies)
PH: Presión hidrostática, (lb/pulg2)
H: Profundidad, (pies)
DL: Densidad del liquido, (lbs/gal)
65
3.2.2.2.4 Presión Hidrostática
Es la presión ejercida por la columna de fluido debido a su peso y su altura
(o profundidad) (tomado de Control de Pozos, 1989) y es igual en todas las
direcciones.
La presión hidrostática no se ve afectada por la forma o el tamaño de la
columna de fluido, pero si depende de la concentración salina en la densidad del
fluido. Por lo tanto, los valores de presión normal dependerán de la salinidad del
fluido.
Dado que el peso de una columna vertical de fluidos en un punto de la
misma, es función únicamente de su densidad y altura, puede concluirse que la
presión hidrostática en un punto cualquiera de una columna de fluidos es la
presión ejercida por el espesor vertical de dicha columna en función de la
densidad del fluido en cuestión (Figura 15) (tomado de Acosta, J. 2001).
Figura 15. Presión Hidrostática del Agua de 8,33 lbs/gal
La presión hidrostática puede ser cuantificada mediante las expresiones:
PH = 0,052 * ρ * hi (11)
PH = Patm. + GPH * hi (12)
66
Donde:
PH: Presión hidrostática a una profundidad dada, (lb/pulg2)
Patm: Presión atmosférica, (14,7 lb/pulg2)
ρ: Densidad del fluido, (lbs/gal)
hi: Altura de la columna o profundidad, (pies)
GPH: Gradiente de presión hidrostática (0,435 lpc/pie)
0,052: Factor de conversión de unidades, que permite convertir gradiente de
presiones expresados en lpc/pie, a pesos de columnas equivalentes en lbs/galón
y viceversa
Presión Hidrostática en función de la Densidad del Fluido
La presión hidrostática en punto dado a una profundidad cualquiera puede
ser estimada a partir de la densidad del fluido.
En referencia a la Figura 15, la presión hidrostática en el punto1, puede ser
calculada como:
PH1 = 0,052 * ρ * h1 (13)
Si el fluido en cuestión es agua de densidad de 8.33 lbs/gal, entonces:
PH1 = 0,052 * 8.33 * h1 (14)
PH1 = 0.433 * h1 (15)
Debe notarse que 0.433 (0,052* 8.33) es el gradiente de presión de agua
de densidad 8.33 lbs/gal (tomado de Acosta, J 2001)
Presión Hidrostática en un Punto en Función de Otro
La presión en punto dado a una profundidad cualquiera puede ser
estimada a partir de un punto cuya profundidad y presión son conocidas si se
dispone de la densidad del fluido.
Si el fluido en cuestión es agua de densidad 8.33 lbs/gal, entonces el
gradiente de presión (GP) de agua es 0.433 psi/pie, es decir, la presión
hidrostática aumentará a una rata normal de 0.433 psi por cada pie hacia abajo
en profundidad.
67
La presión hidrostática en el punto 2 puede ser calculada referenciándola a
la presión hidrostática del punto 1, usando una relación lineal cuya pendiente es
el gradiente de presión de fluidos (GP), en otras palabras:
Conocida la ecuación de una recta de pendiente igual “m”
Y = b + m X (16)
Dado que existe una relación lineal entre las presiones en los puntos P1 y
P2, con pendiente igual al gradiente de presión del fluido, se puede escribir:
PH2 = Patm. + GP * PH1 (17)
PH2 = Patm. + 0.433 * PH1 (18)
El tren o perfil normal de presiones de cualquier fluido es igual al perfil de
presión hidrostática del mismo, y por ende también el gradiente de presión de
fluidos será igual al gradiente de presión hidrostática.
La figura 16, muestra que en condiciones normales, donde el gradiente de
presión de fluidos es igual al gradiente de presión hidrostática, la pendiente de la
recta sobre la cual alinean los puntos, es precisamente igual a la magnitud del
gradiente de presiones (tomado de Acosta, J 2001).
Figura 16. Tren normal de Presión del Agua de 8.33 lbs/Gal
68
3.2.2.2.5 Presión de Formación
Es la presión del fluido dentro del espacio poroso de la formación. Se le
denomina también presión de poros o presión del yacimiento y se clasifica en
normal, anormal y subnormal (tomado de PDVSA-CIED 2002). Cuando la presión
de poros no es igual a la presión hidrostática, se habla de geopresiones,
presiones anormales o formaciones sobrepresurizadas.
En condiciones normales de compactación la presión de poros es
exactamente igual a la presión hidrostática y por lo tanto su cuantificación es
idéntica (Figura 17).
Las presiones dependen de los procesos físicos y químicos que ha sufrido
un área geológica determinada. Si existen factores externos actuando sobre la
columna de fluidos, como por ejemplo compresión diferencial de la misma, la
presión de fluidos será diferente a la presión hidráulica en una magnitud
proporcional a la magnitud del efecto de perturbación (tomado de Acosta, J
2001).
Figura 17. Presión de Poros en condiciones normales de compactación
69
Presión de Formación Normal
Es cuando la presión de la formación es aproximadamente igual a la
presión hidrostática teórica, para la profundidad vertical dada, la presión de
formación se dice que es normal.
La presión de poros normal para un área se da, generalmente, como
gradiente hidrostático. Para el Lago de Maracaibo y el Oriente de Venezuela el
gradiente de presión normal es de 0,465 lpc/pie (tomado de PDVSA-CIED 2002).
Presión de Formación Subnormal
Las presiones de formación anormalmente bajas también existen y el
término “presión de formación subnormal” se utiliza para describir este tipo de
presión común en yacimientos depletados o en calizas fracturadas, como el
Grupo Cogollo perteneciente al Cretácico. Estas presiones ocurren cuando la
presión de poro es menor a la presión hidrostática.
El gradiente correspondiente a estas presiones de formación subnormales
está por debajo del gradiente del agua fresca (0,433 lpc/pie) (tomado de PDVSA-
CIED 2002).
Presión de Formación Anormal
La simple lógica conduce a definir presiones anormales como todas
aquellas presiones que se desvíen de un perfil o tren aceptado como normal. Se
acepta como tren normal de presiones al establecido por el gradiente de presión
hidrostática, el cual es función exclusiva de la densidad del fluido (tomado de
Acosta, J 2001).
En algunas áreas, se observa que la presión de formación encontrada a
una profundidad determinada, es mayor que la presión normal considerada para
esa área a la misma profundidad. Las sobrepresiones tienen lugar cuando la
presión de la formación es mayor a la presión hidrostática
El término geopresión se usa para describir presiones de poro
anormalmente altas en el subsuelo. El término anormalmente alta se refiere a
presiones más altas que la presión hidrostática. Sin embargo, el término de
70
“presión anormal” se usa para describir presiones de formación más altas o más
bajas que la presión hidrostática, es decir, formaciones con un gradiente de
presión mayor o menor que el considerado como normal. A efectos prácticos, se
llaman presiones anormales a las presiones mayores que la presión normal
hidrostática, a una profundidad dada.
Las sobrepresiones ocurren siempre en áreas que han llegado a ser
selladas o aisladas. Estas zonas selladas están limitadas por capas impermeables
o sellos estructurales que no permiten la liberación de presiones generadas por
los fluidos a zonas permeables de menor presión. Las capas impermeables
pueden consistir de lutitas densas, calizas cementadas, lutitas calcáreas,
areniscas calcáreas cementadas, anhidrita, etc.
• Causas Principales de Presión de Formación Anormal
La presión de formación anormal tiene múltiples orígenes y por esto es
importante conocerlos e intentar explicar en detalle cada uno de los mecanismos
relacionados son la creación de presiones anormales, las cuales son un fenómeno
hidrodinámico en el cual el tiempo juega un papel muy importante (tomado de
PDVSA-CIED, 2002).
La causa primordial para la existencia de presiones anormales son los
desequilibrios ocurridos en los trenes de compactación normal, lo cual a su vez
puede ser consecuencia de varios factores.
Las presiones anormales ocurren cuando los fluidos almacenados en el
espacio poroso comienzan a soportar mayor carga que la generada solamente
por su peso, al compartir adicionalmente parte del peso de los granos, el cual
debería ser soportado exclusivamente por los granos.
Las presiones anormales no pueden existir sin la presencia de sello o
barrera de permeabilidad, tanto vertical como transversal, en otras palabras, la
existencia es sólo posible en cuerpos confinados.
Las causas más comunes y estudiadas de sobrepresión son (tomado de
Acosta, J. 2001 y PDVSA-CIED, 2002):
Subcompactación: Fluidos atrapados y presurizados al no poder ser
expelidos durante los procesos de compactación, que son por lo tanto
incompletos y anormales.
71
Diagénesis Química: Agua confinada producida por deshidratación, durante
los procesos diagenéticos de alteración de arcillas expansibles a no expansibles.
Tectonismo: Deformación de sedimentación original, generando
reacomodos anómalos de roca y fluidos.
Levantamiento: Deformaciones estructurales que levantan estratos desde
cierta profundidad a la cual corresponden sus presiones, hacia profundidades
menores donde tales presiones son anormales.
Fallamiento: La ocurrencia de fallamientos sellantes durante la
compactación, reducen los procesos normales de compactación limitando la
migración de los fluidos expulsados, confinándolos y por ende presurizándolos.
Figura 18. Papel de las fallas en la Distribución de Presiones
Aguas termales: Sobrepresurización de aguas confinadas por efectos de
expansión térmica, debido a la presencia de zonas con altos gradientes de
temperatura. Generalmente este fenómeno se encuentra asociado a sedimentos
volcaniclásticos.
Recarga: Sobrepresurización por efectos de inyección de fluidos en
espacios originalmente ocupados sólo por los fluidos originales.
Diapirismo de Sal y Lutitas: Los diapirismos provocan levantamientos
abruptos, llevando estratos de presiones de altas profundidades a profundidades
muy someras.
72
Figura 19. Diapirismo de Sal y Lutitas
Densidad Diferencial: Cuando el fluido presente en cualquier estructura no
horizontal, tiene una densidad significativamente menor que la densidad normal
de poros para el área, se pueden encontrar presiones anormales en la sección de
buzamiento arriba de a estructura.
Figura 20. Efecto de Densidad Diferencial
Migración de Fluidos: Movimiento ascendente de fluidos de un yacimiento
profundo hacia una formación más superficial.
73
Figura 21. Efecto de Migración de Fluidos
La Figura 22 resume las causas más comunes de Sobrepresurización.
Figura 22. Principales causas de presiones anormales
74
• Técnicas de Detección de Presión de Formación Anormal
Las posibilidades de localizar y cuantificar las presiones que se encuentran
durante el proceso de perforación de un pozo presentan numerosas ventajas.
El costo y los problemas inherentes a la perforación, pueden reducirse
sustancialmente si se conoce con anterioridad a que profundidad se encuentran
las presiones anormales y cual es su magnitud.
Las ventajas de obtener esta información son: programación más eficaz
del pozo, mejores tasas de penetración (densidad mínima del lodo), menos
problemas operacionales (pérdidas de circulación, diferenciales y arremetidas),
solución más adecuada de la profundidad de asentamiento de los revestidores y
reducción del tiempo y costo de la perforación.
Las técnicas para detectar presiones anormales se han clasificado
generalmente como métodos de aplicación: antes, durante y después de la
perforación (tomado de PDVSA-CIED, 2002).
Antes de la perforación los métodos son predictivos y basados
fundamentalmente en información extraída de la data sísmica como lo son las
velocidades interválicas para la generación de sónicos sintéticos, los cuales son
complementadas con información de pozos análogos.
Durante la perforación los métodos son de determinación, basados en
parámetros de perforación y mediciones de propiedades mientras se perfora.
Después de la perforación los métodos son de análisis y fundamentados en
la interpretación de los registros de pozos corridos, mediciones de presiones y
resultados de pruebas de producción (tomado de Acosta, J. 2001).
75
Figura 23. Clasificación de técnicas de evaluación de presión de poros, según su
oportunidad
La secuencia de eventos durante el progreso de perforación de pozos,
permite realizar un inventario y análisis de ciertos indicadores que pudieran
predecir o alertar sobre la existencia de una probable zona de presiones
anormales en los próximos pies a perforar, lo cual permite tomar las
prevenciones o correctivos correspondientes. Algunos elementos a considerar
para la detección de estos indicadores son (tomado de Acosta, J. 2001):
1. La perforación de centenares de pies de lutitas sin encontrar una arena (o
zona porosa y permeable) incrementa proporcionalmente la posibilidad de
presencia cercana de zonas presurizadas.
2. Las presiones anormales tienden a permanecer dentro de una misma
unidad estratigráfica, hasta tanto la misma sea afectada por cambios
estructurales. Mientras mayor sea el espesor de una unidad, mayor entonces
será la probabilidad de encontrar zonas de presiones anormales.
3. Las arenas dentro de secciones lutíticas presurizadas, son siempre también
presurizadas.
4. Las presiones anormales no son dependientes de profundidad, de edades
formacionales, ni están restringidas a sedimentos clásticos
76
Predicción y Estimación de la Presión de Poro
La predicción de la presión de poro en un pozo nuevo, se puede realizar
usando la fórmula de Eaton (1972), primero en uno o varios pozos de campos
cercanos a la nueva localización o del mismo campo, donde se conozcan todos
los parámetros involucrados en la ecuación y luego se extrapolan a la nueva
localización.
La presión de poro, epP , o gradiente de presión de poro, e
pPΔ , se puede
estimar usando la fórmula de Eaton, la cual viene expresada de la siguiente
manera,
⎥⎦⎤
⎢⎣⎡ΔΔ
Δ−σΔ−σΔ=ΔO
n
X
nvvep
TT
)P(P (19)
Donde:
x: Es un parámetro a ser determinado al igualar la ecuación anterior para epPΔ ,
con el mpPΔ medido directamente en una o varias profundidades. En caso de
disponer de varios valores de mpPΔ en diferentes profundidades, se puede
realizar un ajuste por mínimos cuadrados para hallar el “x” que mejor ajusta la
curva )z(PepΔ a las medidas puntuales )z(Pm
pΔ .
vσΔ : Gradiente litostático, (lbs/gal/pie), supuesto igual al esfuerzo vertical
nTΔ : Tren normal de tiempo de tránsito obtenido, (μsec/pie)
OTΔ : Tiempo de tránsito observado en las lutitas obtenido de sónico, VSP, o
Sísmica, (μsec/pie)
nPΔ : Gradiente normal de presión de poro, (lbs/gal/pie)
Si se dispone de un valor de mpPΔ con RFT o con cualquier otra
herramienta de medición directa de la presión, “x” se puede expresar como,
77
)TTln(
)PP
ln(x
o
n
vn
vmp
ΔΔ
σΔ−Δ
σΔ−Δ
= (20)
Donde: mpPΔ : es la presión de poro medida en cualquier punto.
Para la calibración de la Ecuación de presión de poro, se recomienda
realizar al menos dos mediciones de presión de poro en la zona anormalmente
presurizada y al menos una en la base de la formación suprayacente y una en el
tope de la infrayacente. Esto nos permitirá verificar si la variación anormal de las
propiedades físicas registradas en el pozo, tales como; la velocidad, la
resistividad eléctrica u otras, se deben a cambios anormales en la presión de
poro o a cambios de litología. Las zonas anormalmente presurizadas
corresponden en general a lutitas, lo que hace imposible esperar por una
medición de presión de poro en estos intervalos. Sin embargo, así como se
ilustra en la Figura 24 es necesario realizar mediciones en cualquier capa
permeable de arenisca o carbonato, que permita la medición de la presión.
Para verificar si los registros petrofísicos están respondiendo a cambios litológicos o a cambios de presión de poro, a lo largo del intervalo lutítico, es necesario realizar varias medidas de presión, que a su vez se puedan usar para calibrar las presiones estimadas a partir de los registros de velocidad.
Estaciones de Medición de Presión
Lutita
Figura 24. Cantidad mínima recomendada de mediciones de presión para un
estudio de presiones anormales. Dos en la lutita sobrepresurizada, una en la
formación que la suprayace y otra en la que la infrayace.
78
Comúnmente la tendencia de compactación normal es obtenida a partir de
datos en zonas que corresponden al mismo tipo de litología, que son
generalmente lutitas, y los puntos de calibración también se toman en el mismo
tipo de litología (tomado de Montoya, J. 2007).
3.2.2.2.6 Presión de Sobrecarga
Se entiende como sobrecarga al volumen y peso de todas las formaciones
y sus fluidos que suprayacen una formación determinada. La presión de
sobrecarga es el esfuerzo vertical ejercido por la sobrecarga en la superficie de
una formación. También se conoce como carga litostática.
Matemáticamente puede ser expresado como (tomado de Acosta, J.
2001):
S = ρ * Z (21)
Donde:
S: Presión de sobrecarga (psi)
ρ: Densidad promedio de sedimentos (gr/cc)
Z: Profundidad (pies)
La densidad de los sedimentos es función de la densidad de la matriz, la
porosidad y la densidad de fluidos. Puede ser expresada como;
Z ρf = Φ * ρf + (1-Φ) ρm (22)
Donde:
ρb: Densidad promedio de sedimentos (gr/cc)
ρf: Densidad promedio de fluidos (gr/cc)
ρm: Densidad promedio de matriz (gr/cc)
Φ: Porosidad promedio de sedimentos
Los factores que influyen en la presión de sobrecarga son las gravedades
específicas de sólidos y líquidos existentes, la porosidad de la roca y la
profundidad o espesor de la columna.
El conocimiento de la presión de sobrecarga es muy importante para evitar
durante el proceso de perforación, de levantar la sobrecarga, sobre todo a nivel
79
de la zapata del revestidor superficial cuando se utilizan fluidos muy pesados, lo
cual originará un problema grave de pérdida de circulación, o en el peor de los
escenarios, un reventón subsuperficial (tomado de PDVSA-CIED, 2002).
Gradiente de Presión de Sobrecarga:
Es el cambio de presión por pie de profundidad causado por la
combinación del peso de la roca más el peso de cualquier líquido o gas que ésta
contenga. El valor de gradiente de presión usado generalmente es de 1.0 lpc/pie
(tomado de Control de Pozos, 1989).
3.2.2.2.7 Presión Efectiva
Es la presión que se transmite a través de los granos ó matriz sólida y se
define como (tomado de Montoya, J. 2007):
pV' Pα−σ≅σ (23)
Donde:
σv: es el esfuerzo vertical, (lpc)
Pp: la presión de poro, (lpc)
: es el factor poro elástico de Biot
3.2.2.2.8 Presión de Fractura
Según Mendoza (1998), la fractura implica el rompimiento de un sólido,
causado por el deterioro de la estructura interna que lo conforman y las fuerzas
de cohesión que actúan dentro de él, factores que dependen a su vez de los
esfuerzos normales y de cizalla. Por lo tanto, la presión de fractura de una roca
va a ser aquella que, ejercida sobre este sólido, provocará la perdida de cohesión
entre sus granos y /o dentro de ellos, causando una fractura.
La presión de fractura es la presión a la cual la formación se fractura y
permite que el lodo fluya dentro de ella, es decir, es la presión a la cual una roca
empieza a perder cohesión entre sus granos y/o dentro de ellos. Existen muchas
técnicas alternas para su cuantificación.
80
Puede ser estimada mediante la ecuación (Eaton, 1975) (tomado de
Acosta, J 2001):
PFr = PP + (PS –PP) * (μ/ (1-μ) (24)
μ = 0.125 x Vsh + 0.27 (25)
Donde:
PFr: Presión de fractura, (lb/pulg2)
PP: Presión de poros, (lb/pulg2)
PS: Presión de sobrecarga (lb/pulg2)
μ: Coeficiente de Poisson, (adimensional)
Vsh: Arcillosidad, (fracción)
Aunque los términos de presión de fractura y gradiente de fractura no son
técnicamente lo mismo, a menudo se usan con el mismo significado (tomado de
Control de Pozos, 1989).
Predicción y Estimación de Gradiente de Fractura
Matthews, W. y Kelly, J. (1967) establecen un método de estimación en el
cual introducen el coeficiente de tensión efectiva variable en la siguiente
ecuación:
F=Ki*σ+P (26)
Donde:
Ki= σh/ σv: es el coeficiente de tensión efectiva
Este método es original en las mediciones del fracturamiento debido a que
son usadas para establecer curvas empíricas regionales para Ki. Los valores de Ki
son variables y dependen de la profundidad. El coeficiente Ki es mayor en arenas
arcillosas.
El gradiente de fractura es calculado de la siguiente manera:
81
1. Determine el gradiente de presión de formación (P) y el gradiente de
sobrecarga (S).
2. Calcule la tensión efectiva σ=S-P
3. En zona subcompactada determine la profundidad Zi a la cual σ es normal.
4. Lea el valor de Ki para Zi
5. Calcule F usando F=Ki*σ+P
Eaton (1969), usando la relación existente entre esfuerzos horizontales y
verticales para el caso de un subsuelo elástico y sin posibilidad de deformaciones
laterales, expresada como:
)1(
VH υ−
υσ=σ (27)
define gradiente de presión de propagación de fracturamiento hidráulico o
gradiente de fractura, GfPΔ , como,
Z)1(Z
PP
ep
Gfσ′
υ−υ
+=Δ (28)
Donde:
σ′ : es el esfuerzo efectivo supuesto igual a epv Pα−σ=σ′
υ: es el coeficiente de Poisson
Note que la estimación del gradiente de fractura, GfPΔ , requiere de una
previa estimación de la presión de poro epP .
El gradiente de fractura también se puede determinar usando las
relaciones de esfuerzos-deformaciones de Biot, obteniéndose la siguiente
expresión (Fertl, W., 1976):
)ZP
(1
31)Z
(12P
epv
Gf υ−υ−
α+σ
υ−υ
=Δ (29)
82
Esta ecuación también requiere del previo conocimiento de la presión de poro,
del cociente de Poisson y el del factor de Biot en toda la columna (tomado de
Montoya, J 2007).
3.2.2.3 Análisis de Calidad de Sellos Lutíticos
En los reservorios conocidos, las "trampas" están definidas en algunos de
sus limites por rocas impermeables, generalmente Lutitas. Es entonces,
conveniente establecer la competencia de impermeabilidad de estos estratos de
tal forma de calificar su grado de integridad como sello de la trampa.
Para que las presiones anormalmente altas sean mantenidas en el tiempo
geológico, el flujo de fluido debe ser retardado o restringido. Esto requiere de
sellos en ambas direcciones, vertical y lateral. Esto no significa, que el “sello” sea
completamente impermeable al paso de fluido, de hecho, la existencia de un
sello perfecto en el tiempo geológico puede ser irreal (Hower et al, 1976).
El mantenimiento de las presiones anormalmente altas, en un proceso de
sedimentación continua depende principalmente de la conductividad hidráulica y
en menos grado a la capacidad de almacenaje de las capas de arcillas dentro del
sistema hidráulico (tomado de Ruiz, F. 2000).
Acorde con Hunt (1990) el término sello se refiere a una “zona de rocas
capaz de aislar hidráulicamente que impide esencialmente todo movimiento de
fluido de poros durante un periodo substancial del tiempo geológico”. Esta
definición no excluye rocas que periódicamente pudieran fallar y filtrar pero
requiere que, al menos bajo ciertas condiciones, las rocas no permitan el flujo de
fluidos a través de ellas.
Las barreras son básicamente rocas de baja conductividad hidráulica que
continuamente permiten el flujo de fluido a través de ellas, pero a una rata
menor comparada con las ratas de flujo de rocas vecinas (tomado de Montoya,
J. 2007).
3.2.2.3.1 Características de los Sellos asociados
con Presiones Anormales
• Los sellos típicamente se caracterizan por presentar gradientes mayores al
gradiente hidrostático normal; pero como los sellos son apretados, las medidas
de presión no pueden ser obtenidas en ellos, y el gradiente es frecuentemente
83
extrapolado de data de presión derivada a partir de zonas superiores e inferiores
a éste.
• Las evidencias sugieren que sellos filtran al menos periódicamente (Gies,
1984; Law, 1984; Law y Dickinson, 1985), y no existen evidencias en soporte de
un sello perfecto que mantenga su integridad indefinidamente.
• Los sellos comúnmente presentan zonas de transición. El gradiente de
presión en esta zona de transición es considerablemente mayor al gradiente
hidrostático, pero generalmente permanece por debajo del gradiente litostático
(1 lb/pulg2/pie). Estas zonas de transición pueden ocurrir sobre, por debajo y
lateralmente a la zona de presión anormal. Es ampliamente aceptado que la
existencia de una zona de transición por encima de un compartimiento
sobrepresurizado es evidencia de un sello filtrante (Chapman, 1972, 1980;
Saines, 1982; Gretener, 1990).
• Los sellos se caracterizan por una disminución en la rata de penetración.
Sedimentos sobrepresurizados y subcompactados se perforan más rápidos que
los sedimentos con presión y compactación normal debido a que la sobrepresión
reduce el mecanismo de fuerza de la roca.
• No existe evidencia presente en la literatura que indique litológicamente
que podría considerarse como un sello perfecto (impermeable, dúctil y de
continuidad lateral), con la posible excepción de la sal (tomado de Montoya, J.
2007).
3.2.2.3.2 Tipos y Origen de los Sellos
Poco se ha escrito acerca de la caracterización y origen de los sellos que
envuelven las regiones de presiones anormales. Excepciones incluye los estudios
de Hunt (1990), Jansa y Urrea (1990) y Tigert y Al-Shaieb (1990). Mucho más se
ha escrito acerca del origen y caracterización de presiones anormales, que los
orígenes y caracterización de los sellos o barreras que las contenga.
Concerniente a sellos, investigadores que estudian las presiones anormales
generalmente asumen que (1) todas las barreras filtran, debido a que el
concepto de un sello perfecto es difícil de aceptar geológicamente (Chapman,
1972, 1980; Law ,1984; Bethke et al., 1988) o (2) sellos efectivos deben existir,
debido a la existencia de presiones anormales (Russell, 1972; Barker, 1972;
Bradley, 1975; Hunt, 1990). Estas contradicciones del concepto de sellos
perfectos comúnmente presentan estimaciones de equilibrio de presión basado
84
en la ley de Darcy de flujo de fluidos, la cual explica que aún las lutitas mas
apretadas no son impermeables, y por lo tanto, no pueden mantener presiones
anormales durante periodos significativos del tiempo geológico (Bradley, 1975;
Bredehoeft y Hanshaw, 1968).
Según Watts (1987), dos tipos generales de sellos capilares pueden ser
identificados, en base al mecanismo por el cual ellos pueden filtrar. El primer
tipo, llamado sello de membrana, periódicamente filtra al momento que la
presión diferencial a través del sello excede el umbral de presión de
desplazamiento y permite que los fluidos entren y fluyan a través del sistema de
poros capilares del sello. El sello de membrana filtra lo suficiente hasta
establecer la presión diferencial por debajo de la presión de desplazamiento, y
luego sella de nuevo (re-seals). El segundo tipo llamado sello hidráulico,
preferencialmente filtra por fracturamiento: este tipo de sello presenta una
presión de desplazamiento tan alta, que el gradiente de presión requerido para el
fracturamiento es menor que el gradiente de presión requerido para el
desplazamiento de fluidos. Fallas de los sellos hidráulicos también ocurren
periódicamente, no continuamente, y filtran, para luego sellar cuando el intervalo
de presión es reducido debido a la fuga de fluidos. Luego, las fracturas cierran. El
espesor de los sellos no es considerado en la evaluación de la calidad de sellos
tipo membranas pero es un factor importante en la evaluación de los tipo
hidráulicos. Tanto los sellos de membrana como los hidráulicos no requieren la
existencia de rocas impermeables, sin embargo ellos son capaces de mantener
diferenciales de presión relativamente altos.
Algunas evidencias han sido presentadas que sugieren que el mecanismo
de generación de sobrepresiones puede generar zonas de bajas porosidades y
bajas permeabilidades. La compactación de los minerales de arcillas reduce la
permeabilidad, especialmente la permeabilidad vertical, y crea barreras de flujo
de fluidos. A mayor soterramiento y mayor compactación, mayor reducción de la
permeabilidad (Hubbert y Rubey, 1959; Bredehoeft y Hanshaw, 1986; Gretener,
1990). La alteración de esmectita a ilita también causa una reducción en la
permeabilidad que puede ser capaz de inhibir efectivamente el flujo de fluidos
(Colten-Bradly, 1987; Bethke et al, 1988; Freed y Peacor, 1989) (tomado de
Montoya, J. 2007).
85
3.2.2.4 Análisis de Estimación de Espesores
Erosionados
La reconstrucción palogeológica de los modelos sedimentarios requiere
necesariamente de un estimado razonable de espesores perdidos por procesos
de erosión. Magara (1976) y posteriormente Heasker & Kharitanova (1996)
presentaron modelos matemáticos sencillos demostrando que las secciones
faltantes y sus espesores pueden ser identificados mediante análisis rigurosos de
los perfiles de compactación existentes y su comparación contra los perfiles de
compactación originales, los cuales bajo condiciones favorables, pueden ser
reconstruidos razonablemente.
3.2.2.4.1 Secciones Erosionadas
En la mayoría de las secuencias sedimentarias, existe un gran número
de discontinuidades que indican que en algún momento del período geológico, ha
habido procesos de erosión que ha eliminado parte de la secuencia. Esa sección
que ha sido eliminada se conoce como sección erosionada.
Según Vera Torres (1994), en una sección estratigráfica normal donde dos
unidades estén superpuestas y separadas por una discordancia, habrá un
intervalo de tiempo no representado, el cual será más joven que la edad del tope
de la unidad infrayacente y más antiguo que la edad de la base de la unidad
suprayacente.
Los procesos de erosión que generan dichas secciones erosionadas afectan
fuertemente los procesos de compactación de la secuencia (tomado de Casal, B.
2002).
3.2.2.4.2 Erosión
W. Griem y S. Griem-Klee (1999) definen la erosión como el comienzo del
transporte de las partículas en un proceso de sedimentación.
A grandes rasgos, la erosión se puede definir como el desgaste que sufren
las rocas debido a agentes geológicos externos. Para que la erosión se produzca,
es necesario un agente de transporte que mueva los fragmentos arrancados una
vez que la roca haya sido disgregada. El proceso de erosión se da principalmente
en agua, aunque también se puede dar por viento o glaciares.
86
El proceso de erosión por medio de agua lo llevan a cabo ríos y mares. La
erosión por medio del viento generalmente se da en regiones sin vegetación y
con mucho viento, donde la atmósfera contiene gran cantidad de polvo (de
tamaño arena). El choque de estas partículas contra una roca dura provoca una
abrasión (erosión eólica).
Por otro lado, en regiones de altas montañas donde existen temperaturas
promedios bajas, la nieve se acumula y se transforma a hielo. Por gravedad el
hielo se mueve hacia las partes bajas de las montañas. Durante ese movimiento
el glaciar erosiona las rocas del fondo. Los trozos de roca, los cuales pueden
llegar a tener inclusive 10m, flotan con el hielo hacia las partes bajas, hasta que
llegan a decantar.
Figura 25. Relación entre Erosión – Transporte – Sedimentación.
En la figura 25 se puede observar una clara relación entre erosión –
transporte – sedimentación, por lo cual W. Griem y S. Griem-Klee (1999)
declaran que generalmente las partículas pequeñas necesitan velocidades
pequeñas para sedimentarse. El Limo por ejemplo se decanta entre 0,001 cm/
seg. hasta 0,1 cm/seg., las gravas se sedimentan con velocidades menores de
10 cm/seg.
87
Así mismo, W. Griem y S. Griem-Klee (1999) afirman que las partículas
pequeñas y partículas grandes necesitan velocidades relativamente altas. Es
decir una grava entra a la erosión en flujos de agua alrededor de los 100 cm/seg.
Partículas pequeñas como limo fino (0,002 mm) también necesitan velocidades
altas (también alrededor de 100 cm/seg.). Esta energía relativamente alta de
erosión resulta por la alta fricción entre las partículas muy pequeñas. Pero si
flotan una vez en el agua, solo velocidades muy bajas permiten una
sedimentación. La arena se erosiona con las velocidades más bajas (entre 10
cm/seg. hasta 30 cm/seg.) (tomado de Casal, B. 2002).
3.2.2.4.3 Discontinuidades
Torres, V. (1994) define las discontinuidades como una relación genética
entre dos materiales cuando existe entre ellos una interrupción sedimentaria
medible.
En la Figura 26 se muestra que existen varios tipos de discontinuidades,
tales como (Tomado de Casal, B. 2002):
• Paraconformidad: Discontinuidad estratigráfica en la que hay paralelismo
entre los materiales inferiores y superiores, y la superficie de separación es
plana.
• Disconformidad: Discontinuidad donde se presenta paralelismo entre las
unidades infrayacentes y suprayacentes, pero entre ambas existe una superficie
erosiva.
• Discordancias angulares: Son aquellas discontinuidades donde no se
mantiene el paralelismo entre las unidades inferiores y superiores. La misma
puede presentar una superficie erosiva o no.
• Inconformidad: Es aquella discontinuidad que relaciona un conjunto de
materiales estratificados con otros infrayacentes no estratificados (rocas ígneas o
metamórficas).
88
Figura 26. Relaciones de continuidad y discontinuidad (A: Continuidad, B:
Paraconformidad, C: Disconformidad, D: Discordancias angulares, E:
Discordancia angular erosiva, F: Discordancia sintectónica, G: Inconformidad).
En todas las figuras, los números indican unidades de tiempo geológico relativo
reconocibles
3.2.2.4.4 Estimación de Espesores Erosionados
La reconstrucción palogeológica de los modelos sedimentarios requiere
necesariamente de un estimado razonable de espesores perdidos por procesos
de erosión. Magara (1976) y posteriormente Heasker & Kharitanova (1996)
presentaron modelos matemáticos sencillos demostrando que las secciones
faltantes y sus espesores pueden ser identificados mediante análisis rigurosos de
los perfiles de compactación existentes y su comparación contra los perfiles de
compactación originales, los cuales bajo condiciones favorables, pueden ser
reconstruidos razonablemente.
Según Magara (1978), la compactación de lutitas es el resultado de los
cambios físicos, químicos y mineralógicos que ocurren en el subsuelo. De igual
89
modo, se conoce que el nivel de la compactación de lutitas está principalmente
controlado por la profundidad de soterramiento (o la presión de la carga
sedimentaria), si la presión de la formación es hidrostática. Magara (1976),
afirma que los espesores de roca sedimentaria removidos por erosión en el
pasado geológico pueden ser evaluados por el uso de datos de compactación, es
decir, por medio de los valores del tiempo de tránsito de las lutitas que son
registrados en perfiles sónicos.
Figura 27. Diagrama esquemático de porosidad vs. profundidad (Tomado de
Magara, 1978).
La porosidad de las lutitas decrece con el incremento de profundidad
(Figura 27). La tasa de reducción de porosidad es rápida en profundidades
someras y más lentas a grandes profundidades. Según Magara (1978), la
porosidad también puede estar influenciada por la presión, debido a que si la
presión es más alta que la presión hidrostática normal, las lutitas están
subcompactadas, por lo que la porosidad será más alta.
Los tiempos de tránsito son recogidos de registros de pozo, usualmente
para una litología simple o una formación geológica (Heasler y Kharitonova,
1996). Una curva exponencial desplegada a través de la data sónica, es de la
forma:
90
)bZ(0ett −Δ=Δ (30)
Donde:
∆t: Tiempo de tránsito, (μseg/pie)
∆t0: Valor en superficie del tiempo de tránsito, (μseg/pie)
Z: Profundidad, (pies)
b: Constante de decaimiento exponencial
Una razón válida de porque la Ecuación anterior no describe
adecuadamente la relación tiempo de tránsito – profundidad, es porque la misma
predice incorrectamente el tiempo de tránsito para una roca totalmente
compactada (0% porosidad), ya que arroja el valor de cero. El tiempo de tránsito
para una roca con porosidad igual a cero se aproxima a un valor constante. La
roca tiene tiempos de tránsito desde 39 μseg/pie (128 μseg/m) para dolomitas a
68 μseg/pie (223μseg/m) para lutitas. En consecuencia, una mejor relación para
tiempo de tránsito – profundidad es (tomado de Montoya, J. 2007):
∆t = ∆t0 e(−bZ ) +C (31)
Donde:
C: representa la constante de velocidad de la matriz
3.2.2.5 Análisis de Estimación de la Madurez o
Contenido de Carbono Orgánico Total (COT)
3.2.2.5.1 Ciclo del Carbono
El carbono es un componente esencial de todos los seres vivientes. Existe
principalmente como dióxido de carbono en la atmósfera, en los océanos y en los
combustibles fósiles almacenados bajo la superficie de la Tierra.
Los pasos más importantes del ciclo del carbono son los siguientes:
• El dióxido de carbono en la atmósfera es absorbido por las plantas y es
convertido en azúcar, por el proceso de fotosíntesis.
• Los animales comen plantas y al descomponer los azúcares dejan salir
carbono a la atmósfera, los océanos o el suelo.
91
• Otros organismos descomponen las plantas muertas y las materias
animales, devolviendo carbono al medio ambiente.
• El carbono también se intercambia entre los océanos y la atmósfera. Esto
sucede en ambos sentidos en la interacción entre el aire y el agua.
En el gráfico que se muestra a continuación se presenta una explicación
del ciclo de carbono (Figura 28).
Figura 28. Ciclo del Carbono. (Echarri, 1998).
En la atmósfera e hidrosfera se realiza el ciclo del carbono orgánico
primario el cual puede durar desde días hasta decenas de años y en la litosfera
se realiza un ciclo secundario que dura millones de años. El ciclo que se realiza
en litosfera es de mayor importancia y una vez que la materia orgánica ha
entrado a un sedimento, su comportamiento a largo plazo depende de eventos
tectónicos. La subsidencia, levantamiento o erosión determinarán si el contenido
orgánico presente en un sedimento será preservado y transformado en
hidrocarburo (tomado de Dommar, L. 2002).
92
Procesos Relacionados con el Carbono
Gruber (2001), señala los siguientes procesos relacionados con el carbono
(tomado de Dommar, L. 2002):
El carbono en la tierra esta concentrado en rocas sedimentarias de la
corteza, 18% como carbono orgánico y 82% en los carbonatos.
La materia orgánica primaria se forma por fotosíntesis de plantas
terrestres directamente del CO2 o de plantas marinas del CO2 de la hidrósfera.
La materia orgánica terrestre y marina es destruida por oxidación y el CO2
es devuelto para su re-circulación en el sistema. Un 0,1% de la producción de
materia orgánica se preserva en los sedimentos.
En cuerpos de aguas tranquilas, libres de oxígeno (ambiente reductor) y
solo con bacterias anaeróbicas, se preserva hasta un 4% de materia orgánica.
La sedimentación de ciertas rocas generadoras de hidrocarburos ha
ocurrido bajo condiciones similares.
3.2.2.5.2 Carbono Orgánico Total (COT)
Como su nombre lo indica, es la medida del carbono orgánico que se
encuentra en una roca bajo la forma de kerógeno y bitúmen.
La determinación del carbono orgánico total es uno de los métodos
geoquímicos empleados para la evaluación de posibles rocas generadoras de
hidrocarburos en una cuenca sedimentaria (Malave, 1994). A continuación en la
Tabla 3, se muestra la capacidad generadora de una roca de acuerdo a los
valores de COT (tomado de Dommar, L. (2002):
93
Tabla 3. Capacidad generadora de una roca de acuerdo a los valores de COT.
(Malave, L, 1994).
% C.O.T CAPACIDAD GENERADORA
< 0,5 Muy Pobre
0,5 - 1,0 Pobre
1,0 - 2,0 Regular
2,0 - 4,0 Buena
4,0 - 12,0 Muy Buena
> 12 Carbones / Lutitas Bituminosas
3.2.2.5.3 El Kerógeno
El kerógeno se define como la materia orgánica insoluble en la roca
madre, es el tipo de carbono orgánico más importante en la naturaleza. Es miles
de veces más abundante que el carbón y que el petróleo y es 50 veces más
abundante que el bitúmen.
Durand (1980) define el kerógeno como la fracción de materia orgánica
sedimentaria (incluyendo carbón, asfalto y bitúmen, la materia orgánica en
suelos y sedimentos recientes, etc.). Éste es insoluble en solventes orgánicos,
formando la mayor parte. Generalmente representa más del 95% del peso en la
materia orgánica reciente. Esta proporción cae progresivamente durante el
enterramiento debido a la formación de productos solubles y/o volátiles,
especialmente hidrocarburos (tomado de Dommar, L. (2002).
Componentes del kerógeno
El kerógeno se compone de fragmentos orgánicos diseminados, que
pueden agruparse en unidades llamadas macerales (tomado de Dommar, L.
(2002):
• Vitrinita: Principal tipo en muchos kerógenos, y principal componente del
carbón. Aparece en casi cualquier medio deposicional.
94
• Exinita: Derivado de algas, esporas, polen y ceras. No es muy común.
Indica un medio lacustre o marino somero.
• Inertinita: Proviene de varias fuentes que han sido muy oxidadas durante
la deposición.
• Amorfinita: No es un componente "real" de los macérales, ya que incluye
todos los componentes amorfos. Son los componentes más interesantes de cara
a la formación de petróleo, pues, al estar más machacados, madura a menores
temperaturas.
Tipos de kerógeno
El kerógeno, según su origen y composición, se puede dividir en cuatro
tipos (tomado de Dommar, L. (2002):
• Tipo I: Es el tipo de kerógeno más productor de petróleos, se deriva sobre
todo de lípidos. Este tipo de kerógeno incluye sedimentos ricos en materia
orgánica de origen lacustrino, algas o por materia orgánica diseminada que ha
sido re-trabajada por microorganismos.
• Tipo II: Se deriva de sedimentos marinos donde la materia orgánica se
depositó en un ambiente reductor. En general se compone de partículas amorfas,
provenientes de la descomposición del plancton y de los animales superiores.
Tiende a producir aceites ricos en aromáticos y nafténicos y genera más gas que
el tipo I.
• Tipo III: Es rico en vitrinita y se forma de plantas terrestres. Este tipo de
kerógeno tiene menos potencial que los tipos I y II, provee rocas generadoras
de gas cuando están muy enterradas, aunque en los últimos años se están
descubriendo yacimientos de petróleo basados en kerógeno del tipo III.
• Tipo IV: Es rico en inertinita y casi no produce petróleo ni gases.
3.2.2.5.4 Evolución de la Materia Orgánica
La evolución de la materia orgánica empieza con la diagénesis, este
término incluye los procesos físicos y químicos que afectan al sedimento después
del depósito y hasta antes del metamorfismo de bajo grado. Al final de esta
etapa, la materia orgánica consiste principalmente de kerógeno.
95
La catagénesis se debe a un aumento de la temperatura durante el
enterramiento en las cuencas sedimentarias. La generación de la mayoría de los
hidrocarburos resulta de la degradación térmica del kerógeno.
La última etapa de la evolución de la materia orgánica es la metagénesis,
la cual se alcanza a profundidades mayores, pero esta etapa empieza antes que
el metamorfismo de la fase mineral. A continuación en la Figura 29, se ilustra en
el gráfico las etapas de la evolución de la materia orgánica (tomado de Dommar,
L. (2002).
Figura 29. Evolución de la materia orgánica.
3.2.2.5.5 Formación y Preservación de la
Materia Orgánica
Selley y Morril (1983) señalan que la materia orgánica de los seres vivos
es reciclada en el ciclo del carbono, pero alrededor de 0,1% escapa de él y es
enterrada. Se estima que ese 0,1% supone un total de 20*1035Tm3 de materia
orgánica fósil. A pesar de la magnitud de esas cantidades, sólo una molécula de
CO2 de cada millón se convierte en económicamente explotable. En tal sentido
las condiciones que llevan a la acumulación de combustibles fósiles son (tomado
de Dommar, L. 2002):
96
• Abundancia de materia orgánica. En determinadas ocasiones es también
importante la diversidad.
• Aporte de materia orgánica en los sedimentos.
• Medio de baja energía en que se pueda sedimentar.
• Alto potencial de preservación.
En relación con lo anterior, el principal constituyente de la materia
orgánica es el fitoplancton. Así mismo, la preservación de la materia orgánica, se
da en dos condiciones (tomado de Dommar, L. 2002):
• Zonas con altas tasas de deposición que entierran los restos orgánicos,
impidiendo que los carroñeros los consuman. De todos modos, este punto ha
sido puesto en duda en los últimos años, dado que en presencia de las otras
condiciones, el enterramiento puede ser lento.
• Cuerpos de agua estratificados con fondos anóxicos, que se generan
cuando un cuerpo de agua dulce llega a otro salado más denso y flota por
encima de él, impidiendo la mezcla de agua y, por tanto, se da la renovación del
contenido de oxígeno.
La generación de los hidrocarburos está fuertemente asociada a la
profundidad de enterramiento. La profundidad de generación depende del
gradiente geotérmico local, del tipo de kerógeno y de la historia de
enterramiento (tomado de Dommar, L. 2002):
• A pocas profundidades sólo se genera metano biogénico.
• Entre 1 y 2 Km de profundidad empieza la catagénesis.
• Antes de los 3 kms. comienza la zona de formación de petróleo; a esta
zona se le llama la ventana de hidrocarburos.
• Entre los 3 y 3.5 km se pasa a la catagénesis tardía; es la principal zona
de formación de gas, y se generan tanto gas húmedo como metano.
• A más de 4 km la roca madre se transforma en supermadura. En este
punto empieza la metagénesis y sólo se genera metano. La figura 30 ilustra lo
mencionado anteriormente.
97
Figura 30. Generación de petróleo con la profundidad
3.2.2.5.6 Respuesta de los Registros de Pozos
ante la presencia de Materia Orgánica
Los perfiles de pozos que se emplean con la finalidad de determinar
contenido orgánico mediante métodos o técnicas, son básicamente los
siguientes: rayos gamma, densidad, neutrón, sónico y resistividad. Por otro lado,
cada uno de estos registros presenta respuestas peculiares que dan indicios del
contenido orgánico. A continuación en la Tabla 4 se presenta de manera
resumida, la típica respuesta de los registros convencionales ante la presencia de
roca madre y roca estéril (tomado de Dommar, L. 2002).
98
Tabla 4. Respuestas típicas de los registros ante la presencia de roca madre.
3.2.2.5.7 Estimación de Madurez o Contenido
de Carbono Orgánico Total
Método del ∆ Log R
Este método fue creado por Passey, et, al. (1990), el cual considera los
efectos que produce la materia orgánica en las curvas de los registros de pozos y
desarrolla un método práctico para determinar el COT utilizando los registros de
porosidad con el de resistividad.
En esta técnica las rocas ricas en materia orgánica se asumen como
constituidas de tres componentes: la matriz de roca, la materia orgánica sólida, y
los fluidos que llenan el espacio poroso. Las rocas no-generadoras están
compuestas principalmente por dos componentes: la matriz de roca y el fluido
que llena el espacio poroso. En rocas generadoras inmaduras, la materia
orgánica sólida y la matriz de la roca constan de una fracción sólida y agua de
formación llenando el espacio poroso. Como en rocas madres maduras, una
99
fracción de la materia orgánica sólida es transformada en hidrocarburo líquido (o
gas) el cual se mueve dentro del espacio poroso, desplazando el agua de
formación. A continuación se explica gráficamente, en la Figura 31, lo antes
mencionado (Tomado de Montoya, J. 2007),.
Figura 31. Esquema de los componentes (sólido y líquido) en las rocas (Passey,
et al., 1990).
Aplicación del Registro Sónico y Resistividad
Las curvas de los registros (sónico y resistividad) son sobrepuestas o
solapadas a una escala horizontal de dos ciclos logarítmicos en la curva de
resistividad por cada 100 μseg/pie de la curva sónica, luego se fija una línea
base al coincidir ambas curvas. Cuando se establece la línea base, los intervalos
ricos en materia orgánica son reconocidos por la separación entre las dos curvas.
Esta separación de las mismas es lo que se denomina como ∆Log R, el cual
puede ser medido para cada incremento de la profundidad.
La separación ∆ Log R es linealmente relativa al COT y es una función de
la madurez.
La expresión algebraica para calcular ∆ Log R a partir de la superposición
de los registros sónico/resistividad es la siguiente:
( ) ( )BaseBase10 ∆t∆t0,02R/RLog∆LogR −×+= (32)
Donde:
∆Log R: Es la separación medida de las curvas en ciclos logarítmicos
R: Es la resistividad leída en el perfil, (ohm-m)
∆t: Es la medida del tiempo de tránsito, (μseg/pie)
100
RBase: Es el valor de la resistividad correspondiente con ∆tBase cuando las dos
curvas se solapan
La ecuación empírica para el cálculo de COT es la que se representa a
continuación:
( ) ( )L.O.M0,16882,29710∆LogRCOT ×−×= (33)
Donde:
COT: Es el contenido de carbono orgánico total medido en porcentaje (%)
L.O.M: Nivel de metamorfismo de la materia orgánica. Se refiere a la madurez
La separación ∆ Log R a menudo no está vinculada con rocas de gran
contenido orgánico, sino a la presencia de diversos factores, tales como:
yacimientos de hidrocarburos, condiciones desfavorables del hoyo, intervalos
apretados, sedimentos subcompactados y rocas ígneas o evaporitas. Debido a
que la separación ∆ Log R ocurre en rocas que contienen materia orgánica y en
los intervalos con presencia de hidrocarburo, la curva de rayos gamma o SP se
utiliza para descartar los intervalos arenosos que contienen hidrocarburos, con la
finalidad de estimar el COT en los intervalos lutíticos que posean materia
orgánica (Tomado de Montoya, J. 2007),.
Interpretación de la separación ∆ Log R
La identificación de rocas ricas en materia orgánica mediante la
superposición de las curvas porosidad / resistividad y la separación ∆ Log R se
presenta ilustrada en la Figura 32.
101
Figura 32. Interpretación de la superposición de las curvas de los registros
sónico/resistividad (Passey, et al., 1990)
Las zonas C, F, H e I abarcan intervalos que contienen materia orgánica.
En la zona inmadura C, la separación ∆ Log R es debido a la respuesta del
registro sónico, mientras que, en la zona madura F, la separación ∆ Log R
involucra ambas curvas. En los intervalos que contienen carbón (zona H e I), la
intensidad de los rayos gamma es baja.
Los reservorios de hidrocarburos exhiben una separación ∆ Log R por un
incremento en la resistividad debido a que el petróleo y el gas no son
conductivos. La típica respuesta de los reservorios de hidrocarburos es mostrada
en las zonas B, D y G. El contacto agua/petróleo a menudo es como se muestra
en la zona G.
Los intervalos de baja porosidad tienen alta resistividad por la ausencia de
fluidos eléctricamente conductivos, como en la zona K.
Cuando se sobreponen las curvas de porosidad/resistividad (línea base)
indica que los intervalos no son reservorios ni roca madre, tal como las zonas A,
E y J.
102
Una respuesta anómala en la separación ∆ Log R a menudo no está
asociada con roca madre, generalmente ésto se atribuye a reservorios de
hidrocarburos, malas condiciones del hoyo, sedimentos subcompactados, baja
porosidad (intervalos apretados), rocas volcánicas y evaporizas (Tomado de
Montoya, J. 2007),.
3.2.3 Geomecánica
Consiste en definir las propiedades mecánicas existentes en los materiales
rocosos y nos permite conocer y entender el comportamiento de estos
materiales, así como, comprender los diferentes grados de resistencia y
propiedades mecánicas del mismo. El empleo de la geomecánica en la industria
petrolera es de vital importancia, un ejemplo de ello sería:
1. Determinación de las propiedades elásticas de la roca
2. Predicción de la presión de poro.
3. Determinación de la magnitud y dirección de los esfuerzos in situ.
4. Distribución de la presión de poro (arcillas) en la zona de estudio, etc.
3.2.3.1 Mecánica de rocas
La mecánica de rocas se ocupa del estudio teórico y práctico de las
propiedades y comportamiento mecánico de los materiales rocosos, y de su
respuesta ante la acción de fuerzas aplicadas en su entorno físico. La finalidad de
la mecánica de rocas es conocer y predecir el comportamiento de los materiales
rocosos ante la actuación de las fuerzas internas y externas que se ejercen entre
ellos. Cuando se excava un macizo rocoso o se construyen estructuras sobre las
rocas se modifican las condiciones iniciales del medio rocoso, el cual responde a
estos cambios deformándose y/o rompiéndose. La caracterización de las rocas,
de macizos rocosos y el estudio de su comportamiento mecánico y
deformacional, son complejos debido a la gran variabilidad de características y
propiedades que presentan y al elevado número de factores que los condicionan.
Mecánica de Sólidos
La mecánica de sólidos asume un comportamiento ideal de los materiales:
homogéneo, continuo, isótropico, lineal y elástico. Las rocas, a diferencia de los
103
materiales artificiales, presentan defectos estructurales debido a la variación en
la composición mineralógica, orientación de minerales, porosidad y
microfisuración, grado de alteración, etc. Los macizos rocosos, además,
contienen discontinuidades de muy diversos tipos y zonas meteorizadas o
tectonizadas. En ambos casos éstas características se reflejan en sus
propiedades físicas y mecánicas, heterogéneas, discontinuas y anisótropas, que
gobiernan la respuesta mecánica del medio rocoso frente a la actuación de las
fuerzas. La aplicación de nuevas fuerzas, o la modificación de la magnitud o
distribución de las preexistentes, da lugar a cambios en el estado mecánico de
los sistemas rocosos, produciendo una serie de efectos internos, como
desplazamientos, deformaciones y modificación del estado tensional o de
esfuerzos.
El estado mecánico de un sistema está caracterizado por:
1. La posición de cada una de sus partes, definida por sus coordenadas.
2. La fuerza que actúan entre y sobre las partes del sistema.
3. La velocidad con que las partes cambian de posición.
La diferencia entre dos estados mecánicos, por tanto, quedará definida por
los desplazamientos, las deformaciones y los cambios en el estado tensional o de
esfuerzos.
Desplazamiento (u)
Es el cambio de posición de una partícula s, y queda definido por un vector
u = p’ – p. El campo de desplazamientos en un sistema será homogéneo si los
vectores de desplazamiento de cada partícula son iguales en magnitud y
dirección. Figura 33.
104
Figura 33. Vector de desplazamiento y campo de desplazamientos.
(González de Vallejo 2002)
Deformación (ε)
Indica el cambio en la forma o configuración de un cuerpo,
correspondiéndose con los desplazamientos que sufre la roca al soportar la
carga. Ante la dificultad de medir desplazamientos muy pequeños, la
deformación se expresa comparando el estado deformado con respeto al inicial y,
por tanto no tienen unidades. También se puede definir como la variación de
longitud o espacio entre dos partículas en dos estados mecánicos distintos, y se
puede expresar como la relación entre la variación de longitud y la longitud
inicial entre las partículas:
lil
lilfli Δ
=−
=)(
)(ε (34)
Donde:
ε: Deformación
li: Longitud inicial
lf: Longitud final
Estado Tensional
El estado tensional de un sistema es consecuencia de las fuerzas actuando
sobre él. Al variar las fuerzas, por tanto, varían el estado de tensiones asociados
a los planos considerados.
105
Fuerza
Las fuerzas son las responsables primarias del estado y comportamiento
mecánico de un sistema. Sobre un cuerpo rocoso actúan dos tipos de fuerzas
(Figura 34): la fuerza gravitatoria o volumétrica, F = m*g (aunque g depende de
la posición del cuerpo en el campo gravitatorio terrestre, se asume un valor
constante g = 980 cm/seg2) y las fuerzas superficiales, que son ejercidas sobre
el cuerpo por los materiales que lo rodean, y actúan sobre las superficies de
contacto en tres partes adyacentes del sistema rocoso, y se transmiten a
cualquier punto del interior del cuerpo; un ejemplo de estas últimas son las
fuerzas tectónicas que se ejercen sobre las rocas. Ambas fuerzas, volumétricas y
superficiales, están íntimamente relacionadas entre sí, estando las segundas
condicionadas por la distribución y variación espacial de las primeras.
Figura 34. Fuerzas actuando sobre un sistema rocoso. (González de Vallejo
2002).
Esfuerzo
Se define como la reacción interna de un cuerpo a la aplicación de una
fuerza o conjunto de fuerzas, y es una cantidad que no se puede medir
directamente, ya que el parámetro físico que se mide es la fuerza. Si la fuerza
actúa uniformemente en una superficie, el esfuerzo o tensión indica la intensidad
de las fuerzas que actúan sobre el plano. El esfuerzo no varía en función del área
considerada siempre que las fuerzas se distribuyan uniformemente sobre la
superficie. Si las fuerzas no se distribuyen uniformemente, el esfuerzo variará
para diferentes áreas del plano. Si se considera un área infinitesimal ∆A en el
106
interior de un cuerpo rocoso en equilibrio, la magnitud del esfuerzo resultante
sobre el área será:
dAdF
AF
oA=
ΔΔ
=→Δ
limσ (35)
Donde:
σ: Esfuerzo
∆F: Magnitud de la fuerza
∆A: Área
El esfuerzo indica una condición de la roca en un instante y depende de las
fuerzas aplicadas, la deformación compara condiciones en dos instantes, y
concierne únicamente a la configuración de los cuerpos. El estado de esfuerzos o
tensiones en un punto queda definido por las fuerzas por unidad de área
referidas a dos planos perpendiculares x, y, a través del punto. Si se asume un
material continuo y homogéneo sometido a un campo de fuerzas uniforme y se
considera un cuadrado de área infinitesimal en reposo (Figura 35), los esfuerzos
resultantes sobre las caras del cuadrado o, lo que es lo mismo, las fuerzas por
unidad de área ejercidas por el material circundante sobre las caras del
cuadrado, deben estar en equilibrio. En cada cara actúa una componente normal
y otra tangencial.
Figura 35. Componentes del estado de esfuerzos en dos dimensiones.
(González de Vallejo 2002)
107
Si en lugar de un plano, en cuyo caso el esfuerzo queda definido por un
vector, se considera un punto situado en el interior de un cuerpo rocoso, por el
mismo pasan finitos planos de diferente orientación. Si se determinan los
vectores esfuerzos para cada uno de los planos quedará definido el estado de
esfuerzos o estado tensional en el punto, que queda representado por un tensor
de segundo orden. Si se considera un área infinitesimal ∆A alrededor de un
punto O en el interior de un macizo rocoso en equilibrio, y ∆F es la fuerza
resultante que actúa sobre el plano (Figura 36), la magnitud del esfuerzo
resultante sobre el punto O, o del vector de esfuerzo, σR se define:
AF
oAR ΔΔ
=→Δ
limσ (36)
Donde:
σR: Esfuerzo resultante
∆F : Fuerza resultante que actúa sobre el plano
∆A: Área total
Sus componentes normal y tangencial sobre el plano que contiene al punto
quedan definidas por:
AN
oAn ΔΔ
=→Δ
limσ (37)
Donde:
σn: Esfuerzo normal
∆N: Fuerza Normal
∆A: Área perpendicular a la fuerza normal
AT
oAT ΔΔ
=→Δ
limσ (38)
Donde:
σT: Esfuerzo tangencial
∆T: Fuerza tangencial
∆A: Área perpendicular a la fuerza tangencial
108
Figura 36. Tensiones en tres dimensiones. (González de Vallejo 2002).
La matriz de esfuerzo con las nueve componentes queda definida por:
[ ]⎟⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜⎜
⎝
⎛
=
zzzyzx
yzyyyx
xzxyxx
στττστττσ
σ (39)
Donde:
σ: Matriz de esfuerzo
El esfuerzo sobre el plano considerado viene dado por tres componentes
σxx, τxy, τxz, indicando el primer subíndice la dirección de la normal al plano, y el
segundo la dirección donde actúa la componente de esfuerzo. Similarmente, para
las otras dos direcciones, y, z, las componentes del esfuerzo actuando sobre los
planos normales (σyy, τyx, τyz y σzz, τzx, τzy)
Las tensiones o esfuerzos generados por la aplicación de las fuerzas
pueden producir deformaciones y roturas en las rocas dependiendo de la
resistencia de las mismas y de otras condiciones extrínsecas al propio material
rocoso.
Resistencia
Se define como el esfuerzo que la roca puede soportar para unas ciertas
condiciones de deformación. En condiciones naturales, la resistencia depende de
109
las propiedades intrínsecas de la roca, cohesión y ángulo de fricción, y de otros
factores externos como la magnitud de los esfuerzos que se ejercen, los ciclos de
carga y descarga o la presencia de agua. Por este motivo, la resistencia no es un
valor único de la roca, y de aquí el interés en conocer su valor y sus rangos de
variación para determinadas condiciones de los materiales rocosos.
Rotura
Es un fenómeno que se produce cuando la roca no puede soportar las
fuerzas aplicadas, alcanzando el esfuerzo un valor máximo correspondiente a la
resistencia máxima del material. El proceso de rotura de las rocas es muy
variado y complejo, englobando varios tipos de fenómenos de manera conjunta e
interviniendo múltiples factores. Los procesos de rotura de las rocas son muy
variados y complejos, englobando varios tipos de fenómenos de manera conjunta
e interviniendo múltiples factores.
3.2.3.2 Propiedades Mecánicas de la roca
Las propiedades mecánicas rigen el comportamiento de las rocas y los
esfuerzos a los que están sometidas, los cuales, se presentan a continuación:
3.2.3.2.1 Módulo de Young (E)
Define la relación lineal elástica entre el esfuerzo aplicado y la deformación
producida en la dirección de aplicación del esfuerzo.
1εσ
=E (40)
Donde:
E: Módulo de Young
σ: Esfuerzo
ε1: Deformación
110
Figura 37. Curva de tensión – deformación. (González de Vallejo 2002).
3.2.3.2.2 Relación de Poisson
El coeficiente de Poisson se define como la relación que indica cuanto se
dilata el sólido en un eje con respecto a la contracción sufrida en el otro eje.
i
ax llΔ
=ε (41)
i
tt t
Δ=ε (42)
ax
t
εευ = (43)
Donde:
εax: Deformación axial
εt: Deformación Transversal
li: Longitud axial
ti: Longitud Transversal
u: Relación de Poisson
111
Figura 38. Relación Poisson. (González de Vallejo 2002)
3.2.3.2.3 Módulo Volumétrico o Módulo de Bulk
Es la relación lineal entre el cambio fraccional del volumen y la presión
hidrostática aplicada a una masa de material geológico.
Gt
Kc
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛−
Δ=
34
)(45,13474 2
ρ (44)
Donde:
K: Módulo de Bulk
ρ: Densidad
∆tc: Tiempo de transito compresional
G: Módulo de corte
3.2.3.2.4 Módulo de Corte
Se utiliza para describir el corte, definido por:
2)(45,13474
stG
Δ=
ρ (45)
Donde:
112
G: Módulo de corte
ρ: Densidad
∆ts: Tiempo de transito de cizalla
Realizando el álgebra de tensores, el módulo de rigidez se relaciona con el
módulo de young y la relación de poisson, según la siguiente expresión:
)1(2 υ+=
EG (46)
Donde:
G: Módulo de corte
E: Módulo de young
u: Relación de poisson
3.2.3.3 Aspectos Geológicos de la Geomecánica
3.2.3.3.1 Características Especiales de los
Materiales Geológicos
Los materiales geológicos presentan características muy particulares, y por
lo tanto los problemas son bastante diferentes. Algunas de las características
particulares de los problemas que involucran materiales geológicos son las
siguientes:
1. Los materiales geológicos son esencialmente diferentes en cada
localización y por lo tanto cada caso tiene que ser tratado de manera particular.
No existe un material geológico con propiedades constantes para una zona.
2. El comportamiento de los materiales geológicos depende de la presión,
y condiciones de sedimentación, erosión, meteorización, edad de los mismos,
etc., por lo tanto estos factores deben ser determinados para evaluar su
comportamiento.
3. Los materiales geológicos son sensibles a la perturbación por las
operaciones de muestreo y por lo tanto las propiedades mecánicas medidas en el
laboratorio pueden no ser representativas del comportamiento in situ.
4. Los materiales geológicos no poseen una relación esfuerzo deformación
única y lineal. Un mismo material presentará diferencias a diferentes presiones
confinantes.
113
3.2.3.3.2 Esfuerzos Regionales
Se pueden definir tres tipos de esfuerzo:
Fallas Normales (Régimen Extensional)
Se presenta cuando la magnitud del esfuerzo vertical es mayor que los dos
esfuerzos horizontales, los esfuerzos se consideran extensivos. Si el esfuerzo
vertical excede la resistencia del material a la tensión y los esfuerzos
horizontales se mueven, se producirá una falla normal.
Figura 39. Fallas Normales (Régimen extensional)
Fallas Transcurrentes (Régimen Transcurrente)
Se presenta cuando la magnitud del esfuerzo vertical adquiere valores
intermedios entre las de los esfuerzos horizontales. Bajo esta condición pueden
ocurrir fallas por deslizamiento o transcurrentes.
Figura 40. Fallas Transcurrentes (Régimen Transcurrente)
114
Fallas Inversas (Régimen Compresional)
Se presenta cuando la magnitud del esfuerzo vertical es la menor de las
tres que intervienen, produciendo que un bloque se deslice sobre otro bajo un
régimen de esfuerzos compresivos.
Figura 41. Fallas inversas (Régimen compresional).
3.2.3.3.3 Estado de Esfuerzo in Situ
Los esfuerzos in situ de un yacimiento pueden representarse en tres
direcciones principales, verticales por la sobrecarga de los sedimentos (σv), y
horizontalmente en dos direcciones ortogonales entre sí. Estos dos esfuerzos
horizontales generalmente no son iguales, y por convención el máximo y el
mínimo esfuerzo horizontal se denotan como σH y σh, respectivamente Figura 42
(tomado de Last y Plumb, 1995).
Figura 42. Estado de Esfuerzo in situ
115
A medida que se perfora un pozo, se altera el equilibrio de los esfuerzos
que prevalecen en el yacimiento. Para compensar este equilibrio se utiliza la
presión hidrostática, con la cual se trata de equilibrar los esfuerzos ejercidos del
yacimiento hacia el pozo. Dado que la presión del lodo es uniforme en todas las
direcciones, no es posible balancear completamente los esfuerzos y en
consecuencia, la roca alrededor del pozo se distorsiona y puede fallar si la
redistribución de los esfuerzos excede su resistencia (Figura 43).
Figura 43. Desequilibrio de las Fuerzas en el hoyo. (GeoMechanics Internacional,
Inc. 2004)
La formación puede fallar por los esfuerzos de tensión y compresión, los
esfuerzos de tensión dan lugar a un mecanismo de falla, que ocurre cuando la
presión hidrostática ejercida por la columna de lodo puede exceder la resistencia
de la roca, estos provocan fracturas en la misma a lo largo de un plano
perpendicular a la dirección de los esfuerzos mínimos in situ, que generalmente
es uno de los esfuerzos horizontales, lo cual, puede venir acompañado de una
perdida de circulación.
3.2.3.3.4 Causas de la Inestabilidad del Hoyo
La mayoría de los problemas de estabilidad de hoyo ocurren en
formaciones lutíticas y en arenas arcillosas. En éstas se generan efectos químicos
y mecánicos capaces de crear inestabilidad en el hoyo. A continuación se
describen algunos de estos efectos:
116
Efectos Químicos
El cambio iónioco en las arcillas, tal como Ilita, mica, esmectita, clorita,
capas mixtas de arcilla y zeolitas, pueden causar muchos problemas de
estabilidad. El Geomecánico puede erróneamente tratar un problema de
generación de fracturas por efectos químicos como un problema mecánico.
Los siguientes mecanismos de fractura durante la construcción del hoyo
pueden ser relacionados con causas químicas:
1. Dilatación de arcillas y migración: muchas formaciones lutíticas
contienen materiales de arcilla capaces de absorber agua induciendo una
elevación de la presión localizada. Esta presión reduce el esfuerzo efectivo
alrededor del hoyo causando el ensanchamiento o dilatación, desintegración y
colapso de la matriz de la lutita.
2. Cambio iónico: las salmueras pueden controlar el ensanchamiento de
las arcillas, pero la ilita, esmectita, clorita y capas mixtas de arcilla pueden
cambiar la salmuera a través de mecanismos de cambios iónicos y la dilatación
posterior.
3. Deterioro de la cementación: cuando examinamos formaciones de
areniscas se pueden estudiar el grado y tipo de cementación. Análisis
mineralógico, petrografía de secciones finas y compatibilidad de fluidos son
métodos viables para hacer pruebas y de esta manera realizar mejores estudios
de estabilidad y arenamiento.
Daño Alrededor del Hoyo
Esto puede ocurrir debido a los depósitos de parafina, migración fina
causada por la kaolinita e ilita, precipitación de asfalteno, producción de arenas,
emulsiones producidas por hierro, formación de emulsiones de aceite por ácidos
en combinación con hierro soluble y emulsiones formadas por fluidos cuando se
fractura la roca durante la estimulación.
Efectos Mecánicos
Los mecanismos de falla de tensión y de cizalla deben ser considerados
para la evaluación de la estabilidad del hoyo durante la perforación.
117
Falla de Tensión
Los esfuerzos efectivos exceden la fuerza tensil de las paredes del hoyo y
producen fallas de tensión. Entonces una fractura inducida puede resultar debido
a la pérdida de fluidos de perforación.
Falla de Cizalla
Una vez que el hoyo es perforado un nuevo campo de esfuerzos es
establecido, la roca podrá resistir el campo de esfuerzo, resultando una zona de
rompimiento cerca del pozo que causa alargamiento del hoyo. Un apropiado
criterio de fractura puede ser utilizado para la evaluación de este tipo de zona.
Peso del Fluido de Perforación
El peso del fluido de perforación puede ser calculado como un resultado
del punto de iniciación de esfuerzo de tensión y de cizalla.
Límites de la Ventana de Peso del Lodo de Perforación
El límite superior es estimado con los esfuerzos in situ, y el esfuerzo de
tensión es medido en el laboratorio. Mientras que el límite inferior es estimado
para el campo de esfuerzos in situ y las propiedades mecánicas de la formación,
las cuales son estimadas para uno de los criterios de fracturas existentes.
El límite superior es la presión que causa la falla de tensión y la perdida de
fluido de perforación.
El límite inferior es la presión necesaria para proveer esfuerzo de
confinamiento, el cual es removido durante la perforación. La presión de
confinamiento previene las fallas de cizalla, la creación de una zona plástica y el
flujo plástico.
118
CAPÍTULO IV
MARCO METODOLÓGICO
En este capitulo se explica con detalle los procedimientos y técnicas que se
emplean para la ejecución de la investigación, así como también se describe la
metodología a seguir para alcanzar cada uno de los objetivos del estudio.
El esquema de trabajo pautado para el desarrollo de este estudio se basa
en las modalidades específicas que forman parte de los criterios de clasificación
de la investigación científica.
4.1 Tipo de Investigación
La investigación no pertenece a una sola ciencia, es parte de todas,
orientada de diferente manera según el campo reacción donde se requiera, por
esta razón el estudio es clasificado bajo diversos criterios, los cuales permiten al
investigador enmarcarse dentro de un contexto específico que lo guíe
(Bavaresco, 1997).
El trabajo realizado presenta los siguientes rasgos característicos:
Descriptiva, ya que se seleccionan una serie de variables para describir lo
que se investiga, se establecen comportamientos específicos y se describen y
comprueba la asociación entre las variables.
Aplicable, ya que está destinada a satisfacer las necesidades de la
empresa generando soluciones a los problemas planteados y proponer su
implementación a corto plazo utilizando conocimientos teóricos y data ya
existente.
De Campo, la información es obtenida en el área donde se encuentra el
objeto de estudio, y es de pozos existentes a través de historias de pozos,
tabulación de datos, perfiles de pozos, entre otros. Se recolectan datos
directamente de la realidad donde ocurren los hechos, sin manipular o controlar
variable alguna.
119
Factible, ya que se cuenta con la disponibilidad de los recursos financieros,
humanos y materiales, determinantes para la realización de la misma.
4.2 Diseño de la Investigación
El diseño de investigación es la estrategia concebida para responder al
problema planteado. Es la manera práctica y concreta de responder preguntas,
constituyendo la fase de cómo trabajar metodológicamente en la misma,
señalando al investigador lo que debe hacer para alcanzar los objetivos de
estudio, debiendo tener claro el mismo el plan metodológico de su trabajo, así
como la forma o manera de abordar la búsqueda del nuevo conocimiento
(Bavaresco, 1997).
El presente estudio se desarrolló como un diseño:
No experimental, porque se realiza sin manipular deliberadamente
variables. Lo que se hará en la investigación es observar el fenómeno tal y como
se da en su contexto para después analizarlo.
Longitudinal, ya que se recolectan datos a través del tiempo en períodos
especificados, para hacer inferencia respecto al cambio, sus determinantes y
consecuencias. El investigador analiza cambios en determinadas variables o
relaciones entre ellas, a través del tiempo.
Diseño Panel, se analiza el mismo grupo en todos los tiempos o
momentos.
4.3 Población y Muestra de la Investigación
La población o universo se refiere al conjunto para el cual serán válidas las
conclusiones que se obtengan a los elementos o unidades involucradas en la
investigación.
La muestra es un “subconjunto representativo de un universo o población”
(Morles, 1994; Pág.54).
La población de este estudio está representada por los 22 pozos del área
de Tomoporo. La muestra la constituye los 5 pozos con suficientes registros
petrofísicos de dicha zona y su área de interés petrolífero asociada.
120
4.4 Procedimiento de la Investigación
La realización del presente estudio requirió de la planificación y ejecución
de varias fases para alcanzar y cubrir los objetivos específicos propuestos. Dichas
fases se presentan a continuación:
4.4.1 Búsqueda, recopilación y validación de información
existente asociada al área de investigación
En esta fase del estudio se revisó todo el material bibliográfico que pueda
proporcionar información relacionada con análisis no convencionales de perfiles
de pozos y estudios geomecánicos, así como información general de interés
asociada al Área de Tomoporo.
4.4.2 Selección de los pozos del área de estudio
El siguiente mapa base muestra la ubicación relativa de los pozos del área
Tomoporo:
MAPA DE UBICACIÓN DE POZOS
1054000
1056000
1058000
1060000
1062000
1064000
1066000
1068000
1070000
1072000
1074000
1076000
272000 274000 276000 278000 280000 282000 284000
Coordenadas Este
Coo
rden
adas
Nor
te
TOM-19
TOM-2TOM-5
TOM-3
TOM-22
TOM-8TOM-14TOM-21
TOM-1
TOM-6
TOM-4
TOM-17 TOM-9
TOM-11TOM-15TOM-12
TOM-20TOM-16TOM- 7TOM-10 TOM-18 TOM-13
Figura 44. Mapa con pozos del área Tomoporo
121
Para la selección de los pozos de estudio, se tomó en cuenta la
disponibilidad de la siguiente información:
1. Registros: Rayos Gamma, resistividad, densidad neutrón, y sónico
dipolar.
2. Reportes diarios de perforación: Problemas operacionales que se
presentaron durante la perforación del pozo.
3. Reportes de desviación (Survey): inclinación, azimut.
4. Reportes de fluidos de perforación: Peso del lodo.
5. Pruebas de Campo: minifrac, Leak Off Test, Leak Off Test Extendidos,
mediciones de presiones de formación (MDT, RFT, RCI, etc.)
6. Datos geológicos: mapa estructural, columna estratigráfica (tope, base
y nombre de la formación), sección estructural e historia geológica.
Se realiza un inventario donde se evalúa cada uno de los pozos basándose
en la cantidad de información para posteriormente realizar los diversos análisis
en cada uno de los pozos seleccionados, ya que preferiblemente los registros
deben estar desde la superficie hasta la zona de interés.
4.4.3 Realización del Perfil de Compactación
Determinación del Perfil de Compactación Observado
Se fundamenta en certificar un perfil continuo indicador de porosidad,
como lo es el Registro Sónico. Para éstos cálculos, se utilizó el programa
especializado “Drillwork (Predict)”.
Los Registros Sónicos, miden el tiempo que tarda una señal acústica en
transitar un pie de formación, conociendo éste como tiempo de tránsito. Para un
volumen teórico de cero porosidad, el tiempo de tránsito medido será el tiempo
de tránsito de la matriz (55 μseg/pie para areniscas, 47.5 μseg/pie para calizas).
Si el tiempo de tránsito medido es mayor al tiempo de tránsito de la matriz
entonces existen espacios no ocupados por la matriz, es decir poros. Dado que la
porosidad decrece con la profundidad, también lo hará el tiempo de tránsito
sónico.
122
Figura 45. Registros GR y Sónico (Pozo TOM-7)
Se seleccionan los intervalos de lutitas en los registros de GR o SP, una
vez obtenido estos intervalos se transfieren sobre el registro sónico, así se
obtiene para cada profundidad un valor de tiempo de tránsito donde se ha
identificado una lutita.
123
Figura 46. Registros GR con Línea base de lutita y Sónico donde se ha
identificado lutitas (Pozo TOM-7)
Seguidamente se aplica un filtro a los puntos de lutita para obtener nuevos
datos indicadores de tiempo de tránsito filtrados basándose en el registro
sónico. Es importante mencionar que la curva del registro sónico fue suavizada o
filtrada, para reducir los cambios bruscos de deflexión (picos) innecesarios y
efectos de ruidos.
124
Figura 47. Registros GR con Línea base de lutita y Sónico Filtrado (Pozo TOM-7)
Establecimiento del Perfil Normal de Compactación
Una compactación normal es el proceso de compactación en el cual los
sedimentos han expulsado los fluidos saturantes, en correspondencia con la
carga a que han sido sometidos por efectos de soterramiento. En una secuencia
sedimentaría normal, se debe esperar un perfil de compresión y compactación
normal, cuya característica principal es que tiene una relación directamente
proporcional con profundidad. Es decir, a mayor profundidad mayor
compactación y consecuentemente menor porosidad.
125
Se determina el comportamiento téorico de compactación o tren de
compactación normal mediante aproximación lineal y por el método de Bowers,
basándose en el registro sónico suavizado. Para los diversos análisis realizados
en este estudio se utilizó el tren de compactación según la tendencia lineal
establecida. Dichos cálculos, se realizaron utilizando el programa especializado
“Drillwork (Predict)”.
El método de Bowers basado en registro sónico tiene la siguiente
ecuación:
BES
mud
ADT
DTσ+
= 6
6
1010
(47)
Donde:
DT: Sónico
DTmud: Sónico en el lodo
σnorm: Esfuerzo efectivo en presión normal
A y B: Constantes de ajuste
La siguiente figura muestra el perfil normal de compactación por
aproximación lineal y por el método de Bowers realizado en uno de los pozos de
estudio.
126
Figura 48. Registros GR, Sónico Filtrado y Tren de Compactación (Pozo TOM-7)
Análisis de divergencias contra el Perfil Normal de Compactación
Consiste en explicar geológicamente divergencias entre el tren de
compactación normal (TCN) y el tren de compactación observado. Donde las
zonas subcompactadas, preservan mayores porosidades al retener mayores
volúmenes de fluidos que no han podido ser expulsados, los cuales en
consecuencia se sobrepresurizan.
127
4.4.4 Desarrollo del Análisis de Geopresiones
Determinación del Gradiente de Presión de Sobrecarga
Se entiende como sobrecarga al volumen y peso de todas las formaciones
y sus fluidos que suprayacen una formación determinada. La presión de
sobrecarga es el esfuerzo vertical ejercido por la sobrecarga en la superficie de
una formación. También se conoce como carga litostática.
El gradiente de sobrecarga es el cambio de presión por pie de profundidad
causado por la combinación del peso de la roca más el peso de cualquier líquido
o gas que ésta contenga. A continuación se describe la metodología utilizada
para la estimación de la sobrecarga (OBG), donde para éstos cálculos, se utilizó
el programa especializado “Drillwork (Predict)”:
Se determina el esfuerzo vertical o sobrecarga (OBG) a partir del registro
de densidad ( ρb ), la misma se calcula por medio de la ecuación:
∫= gdzOBG bρ (48)
Donde:
ρb : Densidad de la matriz (gr/cc)
128
Figura 49. Estimación del Gradiente de Sobrecarga (OBG) (Pozo TOM-7)
Estimación del Gradiente de Presión Hidrostática
Es la presión ejercida por la columna de fluido debido a su peso y su altura
(o profundidad) y es igual en todas las direcciones. La presión hidrostática se
determina mediante las expresiones:
Ph = 0,052 * ρ * hi (49)
Ph = Patm. + GPh * hi (50)
Donde:
Ph: Presión hidrostática a una profundidad dada, (lb/pulg2)
129
Patm: Presión atmosférica, (14,7 lb/pulg2)
ρ: Densidad del fluido, (lbs/gal)
hi: Altura de la columna o profundidad, (pies)
GPh: Gradiente de presión hidrostática (0,435 lpc/pie)
0,052: Factor de conversión de unidades, que permite convertir gradiente de
presiones expresados en lpc/pie, a pesos de columnas equivalentes en lbs/galón
y viceversa
Determinación del Gradiente de Presión de Poros
La presión de poros a una profundidad cualquiera, en condiciones
normales, es consistentemente creciente con profundidad e igual a la presión
hidrostática, que es la presión ejercida por el peso de la columna de fluidos.
Zonas subcompactadas presentan presiones anormales, debido a que preservan
mayores porosidades al retener mayores volúmenes de fluidos que no han
podido ser expulsados en procesos incompletos de compactación.
Se procede a determinar la presión de poro en función de profundidad por
el método de Eaton a partir del registro sónico. Para éstos cálculos, se utilizó el
programa especializado “Drillwork (Predict)”. La ecuación utilizada es la
siguiente:
⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛ΔΔ
−−=x
observado
CNhP t
tPOBGOBGP *)( ) (51)
Donde:
PP: Presión de poro
OBG: Gradiente de sobrecarga
Ph: Presión hidrostática
∆tCN: Tiempo de tránsito compresional (Tren de compactación normal)
∆tobservado: Tiempo de tránsito observado
X: Exponente de Eaton
Posteriormente se calibra la presión de poro con los problemas
operacionales de perforación y con puntos de medición directa de la presión de
formación (RFT, MDT, RCI, LOTs, Minifracs, Fracturas Hidráulicas, etc.).
130
Figura 50. Estimación del Gradiente de Presión de Poros, calibrado con
Problemas Operacionales y puntos de medición directa de la Presión de
Formación (Pozo TOM-7)
Determinación del Gradiente de Presión de Fractura
La presión de fractura es la presión a la cual la formación se fractura y
permite que el lodo fluya dentro de ella, es decir, es la presión a la cual una roca
empieza a perder cohesión entre sus granos y/o dentro de ellos.
131
Para la estimación de la presión de fractura de los pozos involucrados en el
estudio, se utilizó el método de Eaton. Dichos cálculos, se realizaron utilizando el
programa especializado “Drillwork (Predict)”:
))1/((*)( μμ −−+= PPF POBGPP (52)
27.0*125.0 += Vshμ (53)
Donde:
PF: Presión de fractura, (lpc)
PP: Presión de poros, (lpc)
OBG: Gradiente de sobrecarga (lpc)
μ: Coeficiente de Poisson, (adimensional)
Vsh: Arcillosidad, (fracción)
132
Figura 51. Estimación del Gradiente de Presión de Fractura (Pozo TOM-7)
4.4.5 Generación del Cubo de Geopresiones
Una vez realizado el análisis de presión de poro y gradiente de fractura,
para cada uno de los pozos, se procede a elaborar el cubo de presión de poro y
presión de fractura del área. Dicho cubo se diseña con el software Drillwork
(Predict) de la siguiente manera*:
Seleccionar vista en 3D y crear el cubo
Asignar el nombre al cubo, unidades y seleccionar a cada pozo su presión
de poro determinada.
133
Seleccionar el método para la generación del cubo, usando en este estudio
el método “all data points”, que consiste en una interpolación lineal a una misma
profundidad para todos los pozos.
Figura 52. Creación del Cubo de Geopresiones
Este mismo procedimiento se repite utilizando la presión de fractura.
* Manual de Drillwork (Predict)
Para la generación del cubo de geopresiones, se toma como premisa que
no existen fallas en el área y los valores representados en el mismo son producto
de la interpolación y extrapolación entre pozos.
134
4.4.6 Análisis de la Calidad de Sellos Lutíticos
Este análisis consiste en visualizar toda la data obtenida de la
comparación del perfil de compactación observado vs. el tren de compactación
normal y del análisis de geopresiones, para así entender y explicar los eventos
geológicos necesarios que originan sellos lutíticos, los cuales permiten el
mantenimiento de las presiones anormalmente altas.
En los reservorios conocidos, las "trampas" están definidas en algunos de
sus limites por rocas impermeables, generalmente Lutitas. Por lo tanto, es
conveniente establecer la competencia de impermeabilidad de éstos estratos de
tal forma de calificar su grado de integridad como sello de la trampa.
4.4.7 Determinación de Espesores Erosionados
En la mayoría de las secuencias sedimentarias, existe un gran número de
discontinuidades que indican que en algún momento del período geológico, ha
habido procesos de erosión que ha eliminado parte de la secuencia, la cual se
conoce como sección erosionada. Los procesos de erosión que generan dichos
espesores erosionados afectan fuertemente los procesos de compactación de la
secuencia.
La metodología utilizada para la determinación de discontinuidades y
estimación de secciones erosionadas fue la siguiente:
Análisis de la Existencia de Trenes de Compactación Normales y Distintos,
Separados por Discontinuidades
Se determinan las tendencias de compactación observadas y analiza sus
divergencias contra el perfil normal de compactación, según procedimiento
explicado anteriormente. Determinando así las tendencias de compactación para
las secuencia post – discontinuidad y pre – discontinuidad.
Cuantificación de Espesores de Secciones Faltantes
La pendiente de compactación considera a todos los tipos litológicos
involucrados en una sección determinada. Para poder estimar esta pendiente se
observa la curva sónica, detectando las diferentes discontinuidades presentes en
135
la columna, estas deben ser corroboradas por interpretaciones bioestratigráficas,
sedimentológicas y/o sísmicas, para identificar que tipo de marcador corresponde
(discordancias, fallas o cambios bruscos de litologías).
Se establece la pendiente pre-discordancia en la sección no presurizada,
tomando en cuenta el promedio de las litologías presentes, considerando la
sección sobrepresurizada y la posible litología erosionada de acuerdo a los
modelos sedimentológicos para el área, hasta la superficie de erosión.
Zon
a P
resu
riza
da
Luti
tas
de
Pau
jí
Figura 53. Tendencias de Compactación.
Se grafican los valores del registro sónico vs. profundidad, con ayuda del
programa Excel de Microsoft, generando una curva promedio del mismo en cada
136
unos de los pozos utilizados, con el propósito de observar las posibles
discontinuidades presentes en la columna sedimentaria. Para obtener esta curva
se tomó en cuenta el valor promedio del tiempo de tránsito que siguen la
tendencia trazada en el registro completo (líneas verde y azul observadas en la
figura 53). Las discontinuidades están marcadas por un cambio en la respuesta
del registro sónico.
Análisis de Espesores Erosionados Pozo TOM-1
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000406080100120140
DTC (us/pie)
Pro
fun
did
ad (
pie
)
Post-DiscordanciaPre-DiscordanciaER-EO
Figura 54. Gráfico DTC vs Profundidad
Se relaciona las tendencias de compactación observadas por medio de la
extrapolación de la tendencia pre – discontinuidad hasta el valor del tiempo de
tránsito inicial de la tendencia de compactación de la sección post –
discontinuidad. En otras palabras, la tendencia de compactación de la sección pre
– discontinuidad es extrapolada hasta el valor que la tendencia de compactación
de la sección post – discontinuidad tenga a nivel de la erosión, es decir, el valor
inicial de la misma.
137
Análisis de Espesores Erosionados Pozo TOM-1
y = -37839Ln(x) + 176958
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000406080100120140
DTC (us/pie)
Pro
fun
did
ad (
pie
)
Post-DiscordanciaPre-DiscordanciaER-EOLogarí tmica (Pre-Discordancia)Logarí tmica (Post-Discordancia)
P1
P2
Figura 55. Gráfico DTC vs Profundidad con línea de tendencia
El espesor erosionado corresponde a la diferencia de profundidades de P1
y P2, siendo P1 la profundidad correspondiente a la superficie de erosión y P2 la
profundidad a la que se encuentra la pendiente eocena cuando alcanza el tiempo
de tránsito inicial de la sección post-eocena. La expresión matemática
correspondiente a la pendiente eocena, es variable para cada pozo y proviene de
la tendencia de la curva en este intervalo. En la figura superior se muestra la
ecuación que ajusta al comportamiento observado en la sección pre-discordancia
en el pozo TOM-1, donde “y” corresponde al valor de P2 y “x” al valor de DT a la
profundidad P2.
Para determinar el espesor erosionado se tiene que:
(54)
21 PPErosionadoEspesor −=
138
4.4.8 Estimación del Contenido de Carbono Orgánico Total
(COT)
El carbono orgánico total (COT), indica la cantidad de materia orgánica
presente en una roca sedimentaria, y es uno de los parámetros geoquímicos
empleados para la evaluación de posibles rocas generadoras de petróleo en una
cuenca sedimentaria. La madurez de la roca es un factor de gran transcendencia
en los resultados de los valores de COT, las variaciones del valor correspondiente
a la madurez afectan de manera relevante los cálculos de COT, es indispensable
considerar valores precisos y confiables de estos parámetros.
La siguiente tabla, muestra la capacidad generadora de una roca de
acuerdo a los valores de COT (tomado de Dommar, L. 2002):
Tabla 5. Capacidad generadora de una roca de acuerdo a los valores de COT.
(Malave, L. 1994).
% C.O.T CAPACIDAD GENERADORA
< 0,5 Muy Pobre
0,5 - 1,0 Pobre
1,0 - 2,0 Regular
2,0 - 4,0 Buena
4,0 - 12,0 Muy Buena
> 12 Carbones / Lutitas Bituminosas
Para la estimación indirecta del contenido de carbono orgánico total (COT),
se utilizó el método del Δ Log R, que fue creado por PASSEY, et. al. quien
considera los efectos que produce la materia orgánica en las curvas de los
registros de pozos y desarrolla un método práctico para determinar el COT
utilizando los registros de porosidad con el de resistividad.
En esta técnica las rocas ricas en materia orgánica se asumen como
constituidas de tres componentes: La matriz de roca, la materia orgánica sólida,
y los fluidos que llenan el espacio poroso. Las rocas no-generadoras están
compuestas principalmente por dos componentes: la matriz de roca y el fluido
139
que llena el espacio poroso. En rocas generadoras inmaduras la materia orgánica
sólida y la matriz de la roca constan de una fracción sólida y agua de formación
que llena el espacio poroso. En rocas madres maduras, una fracción de la
materia orgánica sólida es transformada en petróleo (líquido o gas) el cual se
mueve dentro del espacio poroso, desplazando el agua de formación.
Figura 56. Componentes (sólido y líquido) en las rocas.
(Passey, et al., 1990, tomado de Dommar, L. 2002)
Los perfiles de pozos que se emplean con la finalidad de determinar
contenido orgánico mediante métodos o técnicas, son básicamente los
siguientes: rayos gamma, densidad, neutrón, sónico y resistividad. Por otro lado,
cada uno de estos registros presenta respuestas peculiares que dan indicios del
contenido orgánico. La siguiente tabla presenta de manera resumida, la típica
respuesta de los registros convencionales ante la presencia de rocas madre y
estéril (tomado de Dommar, L. 2002).
140
Tabla 6. Respuestas de los registros ante la presencia de roca madre.
Se utilizó el programa especializado “Interactive Petrophysics” para
visualizar la información de perfiles y calcular el COT. El procedimiento empleado
para la estimación de COT consiste en:
Elaboración de un Registro Compuesto con un Track de Tiempo de Tránsito y
LogR
Las curvas de los registros (sónico y resistividad) son sobrepuestas o
solapadas a una escala horizontal de dos ciclos logarítmicos en la curva de
resistividad por cada 100 μseg/pie de la curva sónica.
141
Figura 57. Superposición de los registros sónico/resistividad (Pozo TOM-13)
Análisis de las Divergencias entre Sónico y LogR
Luego se fija una línea base al coincidir ambas curvas, cuando se
establece la línea base, los intervalos ricos en materia orgánica son reconocidos
por la separación entre las dos curvas. Esta separación de las mismas es lo que
se denomina como Δ Log R, el cual puede ser medido para cada incremento de la
profundidad.
142
Figura 58. Superposición de los registros sónico/resistividad con línea base (Pozo
TOM-13)
La sensibilidad de la herramienta ante la presencia de la materia orgánica
se identifica mediante la superposición de las curvas de resistividad y porosidad,
estableciendo una línea base al coincidir ambas curvas (paso previo), por lo que
es necesario conocer la litoestratigrafía de la formación analizada. Esta
identificación de litologías se realizó mediante el estudio de la curva “GR”,
estableciéndose líneas base.
El reconocimiento de la presencia de materia orgánica consiste en la
separación y no paralelismo entre ambas curvas. Esta separación se designa
como Δ Log R y es linealmente relativa al COT y es una función de la madurez.
La madurez promedio de las rocas se determina en análisis de laboratorio
143
(%Ro) (Gómez, 1998), siendo convertida a Nivel de Metamorfismo Orgánico
(LOM).
Los valores determinados de LOM son los siguientes:
Tabla 7. Valores de LOM (tomado de Gómez, 1998)
LOM Ro (%) Grado de Madurez
9.0 a 10.2 0.7 a 0.8 Poco Maduras
10.2 a 10.4 0.8 a 1.0 Maduras
10.4 a 11.0 1.0 a 1.1 Sobremaduras
La Formación La Luna es la roca madre por excelencia de la cuenca del
Lago de Maracaibo, la cual presenta valores aproximados de reflectancia de
vitrinita de 0.9%. La Formación Misoa de edad Eoceno no presenta capacidad
generadora, por lo tanto se utiliza un valor inferior de reflectancia de vitrinita.
Para efectos de cálculo se usó el valor de LOM de 9.0 a 10.2.
En la práctica el Δ Log R puede ser estimado con expresiones algebraicas.
La ecuación para calcular el Δ Log R a partir de la superposición de los registros
sónico/resistividad es la siguiente:
( ) ( )BaseBase10 ΔtΔt0.02R/RLogΔLogR −×+= (55)
Donde:
ΔLog R: Es la separación medida de las curvas en ciclos logarítmicos.
R: Es la resistividad medida leída en el perfil (ohm-m).
Δt: Es la medida del tiempo de transito (μseg/pie).
RBase: Es el valor de la resistividad correspondiente con ΔtBase cuando las dos
curvas se solapan.
El análisis de COT se realiza en las lutitas, para lo cual se establecen líneas
base en la curva GR. Dicho análisis se realiza a nivel del eoceno donde hay
mayor compactación de sedimentos, ya que en zonas someras ocurre una
separación de las curvas Δ Log R, que no está vinculada con rocas de gran
contenido orgánico, sino a la presencia de sedimentos poco compactados.
144
Es importante mencionar que la cuantificación de valores de COT se realiza
en formaciones generadores o con posibilidades de generación. En la cuenca del
Lago de Maracaibo, la Formación La Luna, es la roca madre por excelencia de la
zona, presentando valores de COT para el área Tomoporo – Mene Grande entre
1.40% y 2.60% (tomado de Gómez, 1998).
En este estudio se intentó probar la metodología a los pozos del área
Tomoporo en la Formación Misoa de Edad Eoceno, ya que es la formación más
profunda atravesada en la perforación de dichos pozos.
Cuantificación de valores de COT
El COT se puede estimar con la siguiente ecuación empírica:
( ) ( )LOM0,16882,29710ΔtLogRCOT ×−×= (56)
Donde:
COT: Es el contenido de Carbono Orgánico Total (%)
LOM: Se refiere a la madurez.
145
Form
ació
n M
isoa
–Ed
ad E
ocen
o
Figura 59. Estimación de Δ Log R (DLogR en el registro) y COT (Pozo TOM-13)
La siguiente figura muestra la identificación de rocas con presencia de
materia orgánica mediante la superposición de las curvas porosidad / resistividad
y la separación Δ Log R.
146
Figura 60. Superposición de las curvas de los registros sónico/resistividad
(Passey, et al., 1990)
Las zonas C, F, H e I abarcan intervalos que contienen materia orgánica.
En la zona inmadura C, la separación Δ Log R es debido a la respuesta del
registro sónico, mientras que, en la zona madura F, la separación Δ Log R
involucra ambas curvas. En los intervalos que contienen carbono (zona H e I), la
intensidad de los rayos gamma es baja.
Los reservorios de hidrocarburos exhiben una separación Δ Log R por un
incremento en la resistividad debido a que el petróleo y gas no son conductivos.
La típica respuesta de los reservorios de hidrocarburos es mostrada en las zonas
B, D y G. El contacto agua/petróleo a menudo es como se muestra en la zona G.
Los intervalos de baja porosidad tienen alta resistividad por la ausencia de
fluidos eléctricamente conductivos, como en la zona K.
Cuando se sobreponen las curvas de porosidad/resistividad (línea base)
indica que los intervalos no son reservorios ni roca madre, tal como las zonas A,
E y J.
147
4.4.9 Determinación de las Propiedades Elásticas a partir del
Registro Sónico Dipolar
Las propiedades elásticas son las que rigen el comportamiento de las rocas
y los esfuerzos a los que están sometidas. La estimación de las propiedades
mecánicas existentes en los materiales rocosos y nos permite conocer y entender
el comportamiento de estos materiales, así como, comprender los diferentes
grados de resistencia y propiedades mecánicas del mismo.
Utilizando el programa especializado “Interactive Petrophysics”, se
determinaron los módulos o propiedades elásticas en condiciones dinámicas a
partir de los tiempos de tránsito de las ondas P y S utilizando las curvas del
registro sónico dipolar convencional y el registro de densidad, la ejecución de
esta fase se realizó de la siguiente manera:
Conversión de Tiempo de Tránsito a Velocidad de las Ondas P y S
Seleccionando los pozos con registro sónico dipolar desde la superficie
hasta la zona de interés, se calculó las velocidades de Ondas P y S en Km/seg a
partir de las siguientes fórmulas:
Velocidades de la Onda P (VP):
8009,304*1⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛Δ
=C
P tV (57)
Donde:
∆ tS: Tiempo de tránsito de compresional
Velocidades de la Onda S (VS):
8009,304*1⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛Δ
=S
S tV (58)
Donde:
∆ tS: Tiempo de tránsito de cizalla
148
Figura 61. Estimación de Ondas Vp y Vs (Pozo TOM-7)
Predicción de los Parámetros de la Ecuación de Castagna en el área de Estudio
En aquellos pozos con registro sónico dipolar se determinaron los
parámetros de la ecuación de J. P. Castagna et. al. para ajustarlos al área de
estudio y así aplicarlos a aquellos pozos que solo disponían del registro sónico
compresional.
Para la predicción de los mismos, se procede a calcular el volumen de
arcillas a partir de los registros de Rayos Gamma (GR) usando la siguiente
ecuación:
149
minmax
min
GRGRGRGR
V leidoclay −
−= (59)
Se hizo diagramas Vp versus Vs para valores de velocidad en arenas
limpias (Vclay menor a 70 API) y arenas muy arcillosas y lutitas (Vclay mayor o
igual a 70 API).
Figura 62. Diagrama Vp versus Vs para las areniscas (Pozo TOM-7).
150
Figura 63. Diagrama Vp versus Vs para las areniscas (Pozo TOM-13).
151
Figura 64. Diagrama Vp versus Vs para las lutitas (Pozo TOM-7).
152
Figura 65. Diagrama Vp versus Vs para las lutitas (Pozo TOM-13).
Finalmente se ajustó una línea de tendencia a los puntos del diagrama y
se promedió entre los pozos, obteniendo las siguientes ecuaciones:
Tabla 8. Valores de la ecuación de Castagna ajustada al área de estudio
J. P. Castagna Castagna ajustado al Área
Areniscas Vs = 0.8042*Vp - 0.8559 Vs = 0.9317*Vp – 1.3404
Lutitas Vs = 0.7700*Vp - 0.8674 Vs = 0.8110*Vp – 1.0058
La ecuación de Castagna ajustada al área de estudio, se validó en los
pozos donde se dispone del registro sónico completo a lo largo del pozo.
153
Figura 66. Comparación DTS vs DTScalc (Pozo TOM-7)
Esta ecuación ajustada al área de estudio, se utilizó posteriormente para
calcular el sónico de cizalla para los pozos que solo tenían registro sónico
compresional.
154
Figura 67. Curva DTS obtenida a partir de la DTC (Pozo TOM-1)
Igualmente en aquellos pozos con una sección faltante en la curva DTS se
empalmó la curva original con la sintética en la sección omitida.
155
Figura 68. Comparación curvas DTS vs DTScalc (Pozo TOM-13)
156
Figura 69. Empalme curva DTS con DTScalc en la sección faltante (Pozo TOM-13)
Predicción de Sónico Compresional:
Para la predicción del sónico compresional en aquellos pozos que no lo
tienen, se utilizó la siguiente metodología.
Se realizaron gráficos cruzados de resistividad vs. tiempo de tránsito y
profundidad vs. tiempo de tránsito, en los pozos con registros sónicos tomando
en cuenta las zonas o trenes de compactación del área.
157
Compactación Normal
Compactación Anormal
Compactación Normal
Figura 70. Gráfico cruzado profundidad vs. tiempo de tránsito (Pozo TOM-1)
158
Figura 71. Gráfico cruzado resistividad vs. tiempo de tránsito (Pozo TOM-1)
De éstos gráficos se obtuvo las siguientes ecuaciones:
Desde el Plioceno/Mioceno hasta el tope de la discordancia del Eoceno:
ofRADTCcalc prof Pr*0050.0)(* 056.0 −= − (60)
Desde la discordancia del Eoceno hasta el Eoceno Superior e Inferior:
ofRADTCcalc prof Pr*0036.0)(* 056.0 −= − (61)
Donde:
DTCcalc: Sónico compresional sintético
A: Varía entre 148 ± 10
Rprof: Resistividad a una profundidad
Prof. = Profundidad
159
Las ecuaciones anteriores se validaron en pozos donde se disponía del
registro sónico completo a lo largo del pozo.
Figura 72. Comparación curvas DTC vs. DTCcalc (Pozo TOM-1)
Una vez validadas las ecuaciones, se obtuvo la curva DTCcalc para los
pozos que no poseen dicho registro.
160
Figura 73. Curva DTCcalc (Pozo TOM-8)
Estimación de los Módulos de Elasticidad Dinámicos a partir de Registros
Módulo de Corte (Gdyn):
Se utiliza para describir el corte, definido por:
)(45.13474
Sdyn t
GΔ
=ρ
(62)
161
Módulo de volumétrico o módulo de Bulk (Kdyn):
Es la relación lineal entre el cambio fraccional del volumen y la presión
hidrostática aplicada a una masa de material geológico, está gobernada por el
módulo de incompresibilidad volumétrica o módulo de bulk. Se estima con la
siguiente fómula:
dynC
dyn Gt
K ⎟⎠⎞
⎜⎝⎛−
Δ=
34
)(45.13474 2
ρ (63)
Compresibilidad Volumétrica (C):
dynK
C 1= (64)
Módulo de Young (Edyn):
Define la relación lineal elástica entre el esfuerzo aplicado y la deformación
producida en la dirección de aplicación del esfuerzo. Se determina con la
siguiente ecuación:
dyndyn
dyndyndyn GK
KGE
+=
3*9
(65)
Relación de Poisson (u):
Se define como la relación que indica cuanto se dilata el sólido en un eje
con respecto a la contracción sufrida en el otro eje y es calculada con:
))()((2)(2)(
22
22
SP
SPdyn VV
VV−−
=υ (66)
Donde:
ρ: Densidad
VP: Velocidad de la onda P
VS:= Velocidad de la onda S
∆tC: Sónico compresional
162
∆tS: Sónico de cizalla (shear)
Para éstos cálculos, se utilizó el programa especializado “Interactive
Petrophysics”. La siguiente figura muestra la estimación de las propiedades
elásticas de las rocas a partir de perfiles de pozos, donde la secuencia de trabajo
es de izquierda a derecha.
Figura 74. Propiedades Elásticas
163
CAPÍTULO V
RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
5.1. Selección de los pozos del área de estudio
El siguiente mapa base muestra la ubicación relativa de los pozos del área
Tomoporo, donde los pozos resaltados en color rojo son los que poseen el set de
registros petrofísicos mas completo.
Figura 75. Mapa con pozos del área Tomoporo, resaltando aquellos con el set de
registros petrofísicos más completo
De los 22 pozos del área Tomoporo, solo 5 poseen perfiles suficientes para
la estimación de sobrecarga, presión de poro, gradiente de fractura y
propiedades elásticas. La siguiente tabla resalta los registros disponibles en cada
uno de los pozos escogidos en el área Tomoporo para la realización de los
análisis anteriormente mencionados.
164
Tabla 9. Perfiles disponibles en los pozos seleccionados del área Tomoporo
Pozo GR Resistividad RHOB DTC DTS
TOM-1 NO
TOM-7
TOM-8 NO NO
TOM-9 NO NO
TOM-13 Falta d/13520’
h/13840’
5.2. Realización del Perfil de Compactación
Del análisis realizado, se obtuvo el tren de compactación observado y sus
divergencias contra el tren de compactación normal. Las siguientes figuras
muestran la tendencia de compactación observada vs. la tendencia de
compactación normal, establecida por aproximación lineal.
165
ERER--EOEO
Figura 76. Registro sónico suavizado y tren de compactación observado,
resaltando la Zona Subcompactada (Pozo TOM-1)
166
ERER--EOEO
Figura 77. Registro sónico suavizado y tren de compactación observado,
resaltando la Zona Subcompactada (Pozo TOM-7)
167
ERER--EOEO
Figura 78. Registro sónico suavizado y tren de compactación observado,
resaltando la Zona Subcompactada (Pozo TOM-8)
168
ERER--EOEO
Figura 79. Registro sónico suavizado y tren de compactación observado,
resaltando la Zona Subcompactada (Pozo TOM-9)
169
ERER--EOEO
Figura 80. Registro sónico suavizado y tren de compactación observado,
resaltando la Zona Subcompactada (Pozo TOM-13)
En general se observa para los pozos del área que existen dos tendencias
de compactación. Los procesos de meteorización que generan las secciones
erosionadas (ER-EO) afectan fuertemente los procesos de compactación de la
secuencia estratigráfica atravesada por los pozos, evidenciando a ese nivel, una
desviación considerable del registro sónico con respecto a la curva de tendencia
de compactación normal (establecida por aproximación lineal), lo cual es
indicador de sub-compactación (mayor retensión de fluidos, porosidades altas y a
su vez tiempos de tránsito altos) y permite identificar las posibles zonas
sobrepresurizadas.
170
Es importante recordar que la velocidad del tiempo de tránsito, para una
unidad de espesor formacional dado, es función de la litología, el grado de
compactación, la porosidad y el volumen y tipo de fluidos saturantes.
Para una litología única de variaciones despreciables en sus fluidos
saturantes, como es el caso de las arcillas, la velocidad es función exclusiva del
grado de compactación, que adicionalmente controla la porosidad y el volumen
de fluidos presentes, y según los estudios de campos en no menos del 80% de
los casos son el factor predominante en la presión de poros.
5.3. Desarrollo del Análisis de Geopresiones
Del análisis de geopresiones realizado, se obtuvo la presión de sobrecarga
a partir del registro de densidad, así como también se estimó el perfil de presión
de poros y de fractura a partir del tren de compactación observado. Las
siguientes tablas y figuras sumarizan los resultados obtenidos en los pozos de
estudio:
Para el pozo TOM-1 se observa presiones anormales en las Lutitas de la
Formación Paují, con un valor máximo de 13.82 a 13152’. También se puede
notar un cambio en la pendiente en el registro sónico, que comienza a partir de
11400’, lo que se traduce en un incremento en la presión de poro y a partir de
11850’ hay disminución en el registro de resistividad. La presión de fractura
máxima se observó en el orden de 17,43 lpg a 13001’.
171
Zona de Transición
Figura 81. Registros GR, densidad, resistividad y perfil de geopresiones (Pozo
TOM-1)
172
Tabla 10. Valores estimados de Gradiente de Sobre carga, Presión de Poro y de
Fractura (Pozo TOM-1)
Profundidad(pies)
OBG(ppg)
PP(ppg)
PF(ppg)
4501 16,68 8,96 14,115001 16,91 8,58 14,135501 17,14 9,02 14,446001 17,35 8,57 14,426501 17,53 7,88 14,317001 17,70 7,75 14,397501 17,86 8,26 14,668001 17,99 8,29 14,758501 18,12 8,75 14,999001 18,24 8,81 15,099501 18,38 8,70 15,1510001 18,52 8,37 15,1310501 18,66 8,04 15,1211001 18,79 9,29 15,6211501 18,91 9,45 15,7612001 18,98 11,14 16,3612501 19,01 8,91 15,6413001 19,05 14,19 17,4313501 19,14 10,21 16,1614001 19,16 10,38 16,2314501 19,21 10,32 16,2415001 19,24 8,56 15,6815501 19,28 9,73 16,1016001 19,33 9,26 15,9716501 19,38 7,57 15,44
En el pozo TOM-7 se observa presiones anormales en las Lutitas de la
Formación Paují, con un valor máximo de 14,81 lpg a 15297’. También se puede
notar un cambio en la pendiente en el registro sónico, que comienza a partir de
13600’, lo que se traduce en un incremento en la presión de poro y a partir de
14800’ hay disminución en el registro de resistividad. La presión de fractura
máxima se observó en el orden de 18,55 lpg a 15263’.
173
Zona de Transición
Figura 82. Registros GR, densidad, resistividad y perfil de geopresiones (Pozo
TOM-7)
174
Tabla 11. Valores estimados de Gradiente de Sobre carga, Presión de Poro y de
Fractura (Pozo TOM-7)
Profundidad(pies)
OBG(ppg)
PP(ppg)
PF(ppg)
4501 17,25 9,96 17,975001 17,40 10,78 18,025501 17,53 9,67 17,486001 17,66 9,42 17,276501 17,76 11,71 17,927001 17,84 10,37 17,377501 17,92 10,92 17,478001 18,02 8,39 16,588501 18,09 7,72 16,309001 18,17 8,80 16,629501 18,25 7,87 16,2810001 18,35 9,29 16,7410501 18,41 9,23 16,7011001 18,50 8,89 16,5811501 18,59 9,65 16,8412001 18,67 8,82 16,5712501 18,74 9,60 16,8213001 18,80 10,01 16,9613501 18,87 8,07 16,3214001 18,93 9,49 16,7914501 18,96 11,96 17,6115001 18,99 13,20 18,0015501 19,02 13,34 18,0416001 19,06 11,26 17,3516501 19,11 11,96 17,5817001 19,15 8,12 16,3117501 19,20 10,49 17,11
El pozo TOM-8 presenta presiones anormales en las Lutitas de la
Formación Paují, con un valor máximo de 11,56 lpg a 14467’. También se puede
notar un cambio en la pendiente en el registro sónico, que comienza a partir de
13850’, lo que se traduce en un incremento en la presión de poro y a partir de
14650’ hay disminución en el registro de resistividad. La presión de fractura
máxima se observó en el orden de 16,11 lpg a 14536’.
175
Zona de Transición
Figura 83. Registros GR, densidad, resistividad y perfil de geopresiones (Pozo
TOM-8)
176
Tabla 12. Valores estimados de Gradiente de Sobre carga, Presión de Poro y de
Fractura (Pozo TOM-8)
Profundidad(pies)
OBG(ppg)
PP(ppg)
PF(ppg)
4501 16,57 9,11 14,085001 16,82 9,18 14,275501 17,02 9,01 14,356001 17,19 9,89 14,766501 17,35 9,37 14,697001 17,49 10,02 15,007501 17,57 9,80 14,988001 17,68 9,72 15,038501 17,80 9,63 15,079001 17,93 9,34 15,069501 18,04 9,06 15,0510001 18,14 8,63 14,9710501 18,22 8,19 14,8811001 18,31 8,07 14,9011501 18,35 8,63 15,1112001 18,35 8,21 14,9712501 18,37 8,54 15,0913001 18,39 8,81 15,2013501 18,41 8,65 15,1614001 18,44 7,95 14,9414501 18,46 11,62 16,1815001 18,48 9,29 15,4215501 18,53 9,41 15,4916001 18,59 10,33 15,8416501 18,65 7,69 15,00
Para el pozo TOM-9 se observa presiones anormales en las Lutitas de la
Formación Paují, con un valor máximo de 13,32 lpg a 15501’. También se puede
notar un cambio en la pendiente en el registro sónico, que comienza a partir de
15332’, lo que se traduce en un incremento en la presión de poro y a partir de
14400’ hay disminución en el registro de resistividad. La presión de fractura
máxima se observó en el orden de 16,80 lpg a 15501’.
177
Zona de Transición
Figura 84. Registros GR, densidad, resistividad y perfil de geopresiones (Pozo
TOM-9)
178
Tabla 13. Valores estimados de Gradiente de Sobre carga, Presión de Poro y de
Fractura (Pozo TOM-9)
Profundidad(pies)
OBG(ppg)
PP(ppg)
PF(ppg)
4501 16,38 8,62 13,795001 16,65 9,24 14,185501 16,88 9,42 14,396001 17,07 10,08 14,746501 17,24 10,17 14,887001 17,39 9,97 14,927501 17,51 10,46 15,168001 17,62 10,57 15,278501 17,75 10,44 15,319001 17,87 9,82 15,199501 17,97 9,74 15,2310001 18,06 10,15 15,4210501 18,10 10,14 15,4511001 18,17 8,77 15,0311501 18,21 8,42 14,9512001 18,27 7,76 14,7612501 18,29 9,34 15,3113001 18,29 8,06 14,8813501 18,34 8,28 14,9914001 18,41 9,23 15,3514501 18,46 9,08 15,3315001 18,50 9,05 15,3515501 18,54 13,32 16,8016001 18,59 10,15 15,7716501 18,63 10,65 15,9717001 18,66 9,42 15,5817501 18,70 8,29 15,23
En el pozo TOM-13 se observa presiones anormales en las Lutitas de la
Formación Paují, con un valor máximo de 14,38 lpg a 15609’. También se puede
notar un cambio en la pendiente en el registro sónico, que comienza a partir de
13800’, lo que se traduce en un incremento en la presión de poro y a partir de
14670’ hay disminución en el registro de resistividad. La presión de fractura
máxima se observó en el orden de 17,64 lpg a 15609’.
179
Zona de Transición
Figura 85. Registros GR, densidad, resistividad y perfil de geopresiones (Pozo
TOM-13)
180
Tabla 14. Valores estimados de Gradiente de Sobre carga, Presión de Poro y de
Fractura (Pozo TOM-13)
Profundidad(pies)
OBG(ppg)
PP(ppg)
PF(ppg)
1501 16,65 7,22 13,512001 16,89 7,84 13,872501 17,02 9,21 14,423001 17,19 8,71 14,363501 17,31 8,09 14,244001 17,42 8,06 14,304501 17,47 7,26 14,075001 17,52 8,00 14,345501 17,62 7,66 14,306001 17,72 8,20 14,556501 17,83 6,68 14,127001 17,95 7,03 14,317501 18,06 7,31 14,488001 18,20 6,65 14,358501 18,32 6,87 14,509001 18,43 6,76 14,549501 18,51 7,36 14,7910001 18,60 8,42 15,2110501 18,68 8,97 15,4411001 18,77 8,49 15,3411501 18,85 9,24 15,6512001 18,95 9,14 15,6812501 19,04 8,45 15,5113001 19,15 8,50 15,6013501 19,26 7,59 15,3714001 19,35 9,48 16,0614501 19,40 10,00 16,2615001 19,44 -0,61 12,7615501 19,49 10,75 16,5716001 19,50 8,72 15,9116501 19,54 11,01 16,6917001 19,57 10,86 16,6717501 19,61 7,35 15,52
En general para los pozos en estudio, se evidencia que la presión de
sobrecarga incrementa progresivamente con la profundidad, ya que no se ve
afectada por la presión de poro, pues ésta depende solo de la densidad y
profundidad. Adicionalmente se observan presiones anormales a nivel de la
discordancia del Eoceno (ER-EO), evidenciado por un cambio en la pendiente del
registro sónico que indica mayor porosidad, y la curva de resistividad (RT)
presenta valores bajos en esta zona, lo cual es indicador de sub-compactación;
observando la zona crítica de mayores PP entre las formaciones discordantes La
Rosa y Paují.
181
Igualmente se observa en todos los pozos una correlación lógica entre el
comportamiento de la PP y PF , en donde disminuye la Presión de Poro disminuye
el Gradiente de Fractura y viceversa.
Es importante conocer la presión de sobrecarga y presión de poros para
evitar aumentar el peso del lodo por encima de lo debido durante el proceso de
perforación, sobre todo a nivel de la zapata de los revestidores, cuando, si se
utilizan fluidos muy pesados se originaría una pérdida de circulación.
En zonas de presiones anormalmente altas, la densidad del fluido de
perforación debe incrementarse para mantener la presión en el fondo del pozo
por encima de la presión de poros y evitar el influjo de formaciones permeables
hacia el pozo, siendo cuidadoso de mantenerla por debajo de la presión de
fractura de las formaciones superiores ya perforadas, las cuales están expuestas
al incremento del peso del lodo, determinando así una densidad máxima de lodo
a utilizar.
La siguiente tabla muestra los valores máximos de presión de poros
obtenidas en los pozos de estudio y los valores mínimos de presión de fractura,
obteniendo así la ventana del lodo recomendada.
Tabla 15. Ventana del Lodo
Pozo Máxima PP
(ppg)
Mínima PF
(ppg)
TOM-1 13,82 15,00
TOM-7 14,98 16,11
TOM-8 11,59 13,52
TOM-9 13,27 14,08
TOM-13 14,24 15,00
5.4. Generación del Cubo de Geopresiones
Las siguientes figuras muestran el cubo de presión de poros y gradiente de
fractura del área de Tomoporo, donde su rango de presiones varían de 7 lpg
hasta 14,3 lpg para presión de poro y 14 a 18 lpg para el gradiente de fractura.
182
Figura 86. Cubo de Presión de Poro del área Tomoporo
183
Figura 87. Cubo de Presión de Fractura del área Tomoporo
Se realizaron dos secciones en 2D, la A - A’ interceptada por los pozos
TOM-13, TOM-7, TOM-8 y TOM-1 y la sección B - B’ interceptada por los pozos
TOM-9, TOM-8 y TOM-1, en las cuales se visualizan los perfiles de presión de
poros y de fractura obtenida para cada uno de los pozos respectivamente.
184
Figura 88. Mapa ilustrativo de la sección en 2D (A-A’)
185
TOM-13 TOM-7 TOM-8 TOM-1
Figura 89. Perfil de Presión de Poro en 2D (Sección A – A’)
186
TOM-13 TOM-7 TOM-8 TOM-1
Figura 90. Perfil de Presión de Fractura en 2D (Sección A – A’)
187
Figura 91. Mapa ilustrativo de la sección en 2D (B-B’)
188
TOM-9 TOM-8 TOM-1
Figura 92. Perfil de Presión de Poro en 2D (Sección B – B’)
189
TOM-9 TOM-8 TOM-1
Figura 93. Perfil de Presión de Fractura en 2D (Sección B – B’)
Del análisis realizado se obtiene información de presión de poros y de
fractura para el área completa, con lo cual se dispone de la ventana del lodo a
utilizar en propuestas de perforación futuras.
Las posibilidades de localizar y cuantificar las presiones que se encuentran
durante el proceso de perforación de un pozo presentan numerosas ventajas,
tales como: programación más eficaz del pozo, mejores tasas de penetración
(densidad mínima del lodo), menos problemas operacionales (pérdidas de
circulación, diferenciales y arremetidas), solución más adecuada de la
profundidad de asentamiento de los revestidores y reducción del tiempo y costo
de la perforación.
El costo y los problemas inherentes a la perforación, pueden reducirse
sustancialmente si se conoce con anterioridad a que profundidad se encuentran
las presiones anormales y cual es su magnitud.
190
5.5. Análisis de la Calidad de Sellos Lutíticos
La identificación y estudio de los eventos ocurridos durante la
compactación de los sedimentos, permitió conocer su impacto en el grado y
calidad de compactación final en cualquier nivel de la columna sedimentaria.
La compactación de las lutitas es el fenómeno de reducción de su volumen
y expulsión de los fluidos saturantes como efecto de los esfuerzos a que es
sometida, donde la fuerza de gravedad transmite el peso de los sedimentos más
superficiales a los más profundos. Por lo tanto a mayor profundidad debería
existir mayor compactación, menor porosidad y menor volumen porcentual de
fluidos. En aquellas zonas donde la presión de los fluidos es más alta que lo
normal, las lutitas se encuentran menos compactadas que en los lugares donde
la compactación es normal.
En síntesis, puede decirse que la porosidad (o solidez) de las arcillas está
condicionada prácticamente en exclusividad por su nivel de compactación y que
adicionalmente en condiciones normales existe una relación exponencial bien
definida entre porosidad y profundidad.
Realizado el análisis de geopresiones, se observa que en los intervalos de
presiones anormales identificados previamente, las lutitas que sirven de sellos o
límites verticales se caracterizan por:
• Presentar gradientes mayores al gradiente hidrostático normal. Como los
sellos son apretados, las medidas de presión no pueden ser obtenidas en ellos, y
el gradiente es frecuentemente extrapolado de data de presión derivada a partir
de zonas superiores e inferiores a éste.
• Presentan zonas de transición. El gradiente de presión en esta zona de
transición es considerablemente mayor al gradiente hidrostático, pero
generalmente permanece por debajo del gradiente litostático (1 lb/pulg2/pie).
Estas zonas de transición pueden ocurrir sobre, por debajo y lateralmente
a la zona de presión anormal. Es ampliamente aceptado que la existencia de una
zona de transición por encima de un compartimiento sobrepresurizado es
evidencia de un sello filtrante (Chapman, 1972, 1980; Saines, 1982; Gretener,
1990).
Los sellos se caracterizan por una disminución en la rata de penetración.
Sedimentos sobrepresurizados y subcompactados se perforan más rápidos que
191
los sedimentos con presión y compactación normal debido a que la sobrepresión
reduce el mecanismo de fuerza de la roca.
Con respecto a la geología local y considerando la secuencia
litoestratigráfica atravesada con la perforación de los pozos del área, se
encuentra la Formación La Rosa de edad Mioceno constituida por fases lutíticas
hacia el tope y arenas basales. Infrayacentemente se ubica la discordancia del
Eoceno, la cual está al tope de la Formación Paují, que está compuesta por
lutitas fosilíferas grises a negras que pasan a arenas transgresivas hacia la base,
es en ésta formación en donde se aprecia de manera más acentuada el efecto de
subcompactación y presiones anormales. Seguidamente se encuentra la
secuencia completa de la Formación Misoa que se compone de intercalaciones de
areniscas y lutitas de ambiente de ambiente fluvio-deltáico.
5.6. Determinación de Espesores Erosionados
Los pozos presentan como sección pre-discordancia un intervalo areno-
lutítico correspondiente a la Formación Misoa y una sección lutítica
correspondiente a la Formación Paují, la cual se encuentra presurizada, como se
aprecia en el registro sónico. El intervalo post-discordancia se caracteriza por
intercalaciones de areniscas y lutitas de edad Post-Eocena.
En cada uno de los pozos, se estableció la pendiente eocena, considerando
el promedio de las litologías presentes (areniscas y lutitas), de la sección
presurizada (lutitas) y la posible litología erosionada (clásticos), de acuerdo a los
modelos sedimentológicos para el área.
Como se explicó anteriormente, para la determinación de discontinuidades
por medio del registro sónico, el mismo fue graficado por medio del programa
Excel de Microsoft. Los gráficos presentados a continuación muestran los
comportamientos observados a los pozos analizados:
192
Para el Pozo TOM-1:
Zon
a P
resu
riza
da
Luti
tas
de
Pau
jí
Figura 94. Tendencias de Compactación. Pozo TOM-1
193
Análisis de Espesores Erosionados Pozo TOM-1
y = -37839Ln(x) + 176958
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000406080100120140
DTC (us/pie)
Pro
fun
did
ad (
pie
)
Post-DiscordanciaPre-DiscordanciaER-EOLogarí tmica (Pre-Discordancia)Logarí tmica (Post-Discordancia)
P1
P2
Figura 95. Gráfico DTC vs Profundidad con línea de tendencia (Pozo TOM-1)
194
Para el Pozo TOM-7:
Zon
a P
resu
riza
da
Luti
tas
de
Pau
jí
Figura 96. Tendencias de Compactación. Pozo TOM-7
195
Para el Pozo TOM-13:
Análisis de Espesores Erosionados Pozo TOM-7
y = -20674Ln(x) + 105556
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
20000406080100120140
DTC (us/pie)
Pro
fun
did
ad (
pie
)
Post-DiscordanciaPre-DiscordanciaER-EOLogarí tmica (Post-Discordancia)Logarí tmica (Pre-Discordancia)
P1
P2
Figura 97. Gráfico DTC vs Profundidad con línea de tendencia (Pozo TOM-7)
196
Zon
a P
resu
riza
da
Luti
tas
de
Pau
jí
Figura 98. Tendencias de Compactación. Pozo TOM-13
197
Análisis de Espesores Erosionados Pozo TOM-13
y = -18583Ln(x) + 96110
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
20000406080100120140
DTC (us/pie)
Pro
fun
did
ad (
pie
)
Post-DiscordanciaPre-DiscordanciaER-EOLogarítmica (Post-Discordancia)Logarítmica (Pre-Discordancia)
P1
P2
Figura 99. Gráfico DTC vs Profundidad con línea de tendencia (Pozo TOM-13)
La erosión del Eoceno pone en contacto a la formación La Rosa de edad
Mioceno con la formación Paují de edad Eoceno. Los espesores erosionados
obtenidos para los pozos TOM-1, TOM-7 y TOM-13, se muestran a continuación:
Tabla 16. Valores de Espesores Erosionados, Pozos de Tomoporo
Los espesores erosionados para el área Tomoporo varían entre 731’ y
1631’, presentando un aumento hacia el nor-este, observándose que los
mayores espesores están en el alto estructural del área.
198
La siguiente figura muestra el mapa de espesores erosionados, obtenido
en el Eoceno por Gómez, 1997.
Figura 100. Mapa de Espesores Erosionados (Eoceno), tomado de Gómez, 1997
En el trabajo realizado por Gómez, 1997, se determinó el espesor
erosionado para el pozo TOM-2X, de los pozos del área Tomoporo, obteniendo un
valor de 1780’.
La figura 100, muestra el mapa de espesores erosionados (Gómez, 1997),
resaltando el área de Tomoporo con un círculo de color rojo.
199
TOMTOM--22
< 2000< 2000’’20002000’’ –– 40004000’’40004000’’ –– 60006000’’60006000’’ –– 80008000’’> 8000> 8000’’
Figura 101. Mapa de Espesores Erosionados (Eoceno), resaltando el área de
Tomoporo
En la figura 101 se observa que el área Tomoporo presenta valores de
espesores erosionados entre 0’ y 4000’, ya que se encuentra en las zonas de
color amarillo (espesor erosionado <2000’) y verde (espesor erosionado entre
2000’ y 4000’). Los resultados obtenidos en esta investigación, son concordantes
con los determinados por Gómez.
200
5.7. Estimación del Contenido de Carbono Orgánico Total (COT)
Las siguientes figuras sumarizan los valores estimados de COT en los
pozos del área en la Formación Misoa de Edad Eoceno.
Form
ació
n M
isoa
–Ed
ad E
ocen
o
Figura 102. Superposición de los registros sónico/resistividad y Estimación de Δ
Log R (DLogR en el registro) y COT (Pozo TOM-1)
201
Form
ació
n M
isoa
–Ed
ad E
ocen
o
Figura 103. Superposición de los registros sónico/resistividad y Estimación de Δ
Log R (DLogR en el registro) y COT (Pozo TOM-7)
202
Form
ació
n M
isoa
–Ed
ad E
ocen
o
Figura 104. Superposición de los registros sónico/resistividad y Estimación de Δ
Log R (DLogR en el registro) y COT (Pozo TOM-13)
En general se observa para el área valores promedios de COT menores a
0.5 %, correspondiente a rocas con muy poca cantidad de materia orgánica y
escasa capacidad generadora.
Los intervalos donde existe separación de las curvas o valores de ∆LogR
mayor a cero están resaltados con color turquesa. Es importante mencionar que
la separación Δ Log R, a menudo no está vinculada con rocas de gran contenido
orgánico, sino a la presencia de diversos factores, tales como: condiciones
desfavorables del hoyo y/o sedimentos poco compactados.
La técnica empleada permitió identificar intervalos con contenido de
carbono orgánico total bajo en la formación dada, los cuales pudiesen
203
corroborarse haciendo análisis de COT en laboratorio en muestras de núcleo o
canal (intervalos lutíticos). Las metodologías alternas a los análisis geoquímicos
que permitan determinar COT, son de gran aporte para la estimación de la
cantidad de materia orgánica presente en una roca.
Sin embargo la utilización de registros en la determinación de COT, debe
calibrarse con el COT medido. Los valores medidos de COT representan
cuantificación puntual de materia orgánica, lo cual en ocasiones no resulta
representativo para la sección completa, el COT calculado refleja un promedio de
la formación.
5.8. Determinación de las Propiedades Elásticas a partir del
Registro Sónico Dipolar
Las siguientes tablas y figuras sumarizan los valores obtenidos de las
propiedades elásticas de la roca, a partir del registro sónico dipolar.
204
Pozo TOM-1:
Figura 105. Propiedades Elásticas (Pozo TOM-1)
A continuación se muestran los resultados obtenidos en las propiedades
elásticas de la roca a partir de registros, para el pozo TOM-1 en el intervalo
12778’-16519’ correspondiente al Eoceno:
205
Figura 106. Propiedades Elásticas para el Eoceno 12778’-16519’ (Pozo TOM-1)
Tabla 17. Valores Promedios de las Propiedades Elásticas (Pozo TOM-1)
Formación Litología Tope(pies)
Base(pies)
Rango de Valores
Módulo de Corte
"Gdyn"(Mpsi)
Módulo de Bulk
"Kdyn"(Mpsi)
Compresibilidad Volumétrica
"C"(1/Mpsi)
Módulo de Young"Edyn"(Mpsi)
Relación de Poisson"Vdyn"(Adim)
Mínimo 0,71 2,12 0,29 1,92 0,13Máximo 2,75 3,44 0,47 6,52 0,30
Promedio 1,20 2,57 0,39 3,11 0,25Mínimo 1,27 2,48 0,28 3,26 0,11Máximo 3,03 3,51 0,40 6,99 0,23
Promedio 2,27 3,17 0,31 5,49 0,16Mínimo 0,81 2,07 0,21 2,17 0,00Máximo 7,05 4,57 0,48 13,97 0,29
Promedio 2,66 3,24 0,31 6,24 0,13
* Predominio de arenas sobre lutitas
Misoa Arenas* 13518 16519
Paují Arenas* 13380 13518
Paují Lutitas 12778 13380
206
Pozo TOM-7:
Figura 107. Propiedades Elásticas (Pozo TOM-7)
Los resultados para el pozo TOM-7 en el intervalo 15350’-17757’
correspondiente al Eoceno se muestran a continuación:
207
Figura 108. Propiedades Elásticas para el Eoceno 15350’-17757’ (Pozo TOM-7)
Tabla 18. Valores Promedios de las Propiedades Elásticas (Pozo TOM-7)
Formación Litología Tope(pies)
Base(pies)
Rango de Valores
Módulo de Corte
"Gdyn"(Mpsi)
Módulo de Bulk
"Kdyn"(Mpsi)
Compresibilidad Volumétrica
"C"(1/Mpsi)
Módulo de Young"Edyn"(Mpsi)
Relación de Poisson"Vdyn"(Adim)
Mínimo 0,48 1,03 0,21 1,37 0,09Máximo 2,18 4,54 0,96 5,38 0,37
Promedio 1,25 3,12 0,33 3,29 0,27Mínimo 1,08 1,98 0,21 2,89 0,10Máximo 2,46 4,58 0,50 5,76 0,32
Promedio 1,75 2,94 0,35 4,32 0,19Mínimo 0,77 1,12 0,11 2,26 0,00Máximo 4,78 8,38 0,88 9,09 0,43
Promedio 2,30 3,28 0,31 5,52 0,16
* Predominio de arenas sobre lutitas
Misoa Arenas* 15550 17757
Paují Arenas* 15519 15550
Paují Lutitas 15350 15519
208
Pozo TOM-8:
Figura 109. Propiedades Elásticas (Pozo TOM-8)
Los resultados del pozo TOM-8 en el intervalo 14355’-16733’ correspondiente
al Eoceno se muestran a continuación:
209
Figura 110. Propiedades Elásticas para el Eoceno 14355’-16733’ (Pozo TOM-8)
Tabla 19. Valores Promedios de las Propiedades Elásticas (Pozo TOM-8)
Formación Litología Tope(pies)
Base(pies)
Rango de Valores
Módulo de Corte
"Gdyn"(Mpsi)
Módulo de Bulk
"Kdyn"(Mpsi)
Compresibilidad Volumétrica
"C"(1/Mpsi)
Módulo de Young"Edyn"(Mpsi)
Relación de Poisson"Vdyn"(Adim)
Mínimo 0,91 1,99 0,35 2,40 0,19Máximo 1,79 2,85 0,50 4,45 0,25
Promedio 1,13 2,33 0,42 2,93 0,24Mínimo 0,91 2,08 0,25 2,39 0,02Máximo 5,23 3,97 0,47 10,91 0,27
Promedio 2,33 2,94 0,35 5,45 0,16Mínimo 1,24 2,32 0,22 3,19 0,00Máximo 8,30 4,49 0,42 15,41 0,23
Promedio 2,54 3,16 0,31 5,97 0,14
* Predominio de arenas sobre lutitas
Misoa Arenas* 14944 16733
Paují Arenas* 14812 14944
Paují Lutitas 14355 14812
210
Pozo TOM-9:
Figura 111. Propiedades Elásticas (Pozo TOM-9)
Los resultados del pozo TOM-9 para el intervalo 15450’-17548’
correspondiente al Eoceno se muestran a continuación:
211
Figura 112. Propiedades Elásticas para el Eoceno 15450’-17548’ (Pozo TOM-9)
Tabla 20. Valores Promedios de las Propiedades Elásticas (Pozo TOM-9)
Formación Litología Tope(pies)
Base(pies)
Rango de Valores
Módulo de Corte
"Gdyn"(Mpsi)
Módulo de Bulk
"Kdyn"(Mpsi)
Compresibilidad Volumétrica
"C"(1/Mpsi)
Módulo de Young"Edyn"(Mpsi)
Relación de Poisson"Vdyn"(Adim)
Mínimo 0,35 1,57 0,31 0,98 0,12Máximo 2,76 3,20 0,63 6,44 0,35
Promedio 1,49 2,68 0,37 3,76 0,21Mínimo 1,15 2,01 0,20 2,91 0,00Máximo 10,63 4,79 0,49 18,33 0,23
Promedio 2,67 3,13 0,32 6,13 0,14
* Predominio de arenas sobre lutitas
Misoa Arenas* 15968 17548
Paují Lutitas y Arenas 15450 15968
212
Pozo TOM-13:
Figura 113. Propiedades Elásticas (Pozo TOM-13)
Los resultados para el intervalo 15775’-17661’ correspondiente al Eoceno se
muestran a continuación:
213
Figura 114. Propiedades Elásticas para el Eoceno 15775’-17661’ (Pozo TOM-13)
Tabla 21. Valores Promedios de las Propiedades Elásticas (Pozo TOM-13)
Formación Litología Tope(pies)
Base(pies)
Rango de Valores
Módulo de Corte
"Gdyn"(Mpsi)
Módulo de Bulk
"Kdyn"(Mpsi)
Compresibilidad Volumétrica
"C"(1/Mpsi)
Módulo de Young"Edyn"(Mpsi)
Relación de Poisson"Vdyn"(Adim)
Mínimo 0,81 1,99 0,17 2,16 0,12Máximo 2,89 5,66 0,50 6,76 0,32
Promedio 1,59 3,01 0,35 4,04 0,22Mínimo 1,23 2,62 0,20 3,23 0,05Máximo 3,15 4,91 0,38 6,92 0,28
Promedio 2,34 3,36 0,30 5,66 0,17Mínimo 0,93 2,18 0,09 2,60 0,02Máximo 3,69 10,82 0,45 8,52 0,36
Promedio 2,37 3,50 0,29 5,73 0,17
* Predominio de arenas sobre lutitas
Misoa Arenas* 16090 17661
Paují Arenas* 15882 16090
Paují Lutitas 15775 15882
Del análisis de las propiedades elásticas por zona se observa que cada
formación presenta módulos elásticos diferentes y una relación inversamente
proporcional entre la Relación de Poisson (Vdyn) y el Módulo de Young (Edyn), es
decir a mayor Vdyn menor será el Edyn y viceversa.
214
Se aprecia a mayor profundidad un aumento del Módulo de Young (Edyn) y a
su vez una disminución de Relación de Poisson (Vdyn), por lo tanto la elasticidad de
las rocas van aumentando y su rigidez disminuyendo.
La Formación Paují (lutitas) presenta mayor Relación de Poisson (Vdyn) lo
cual corresponde a un material mas elástico/plástico en esta zona.
215
CONCLUSIONES
Del estudio realizado pueden citarse las siguientes conclusiones:
De los 22 pozos del área Tomoporo, solo 5 poseen perfiles suficientes para la
estimación de sobrecarga, presión de poro, gradiente de fractura y
propiedades elásticas.
La meteorización afecta fuertemente los procesos de compactación de la
secuencia estratigráfica, evidenciando a nivel de la erosión del Eoceno, una
desviación considerable del registro sónico con respecto a la curva de
tendencia de compactación normal, lo cual es indicador de sub-compactación.
Se observan presiones anormales a nivel de la discordancia del Eoceno (ER-
EO), evidenciado por un cambio en la pendiente del registro sónico que indica
mayor porosidad, y la curva de resistividad (RT) presenta valores bajos en
esta zona, lo cual aunado a mayor retensión de fluidos es indicador de
zonas sobrepresurizadas.
Se obtuvo información de presión de poros y de fractura para el área
completa, con lo cual se dispone un mejor pronóstico de la ventana del lodo a
utilizar en propuestas de perforación futuras.
En los intervalos de presiones anormales, las lutitas que sirven de sellos o
límites verticales se caracterizan por presentar gradientes mayores al
gradiente hidrostático normal y presentar zonas de transición,
caracterizándose por una disminución en la rata de penetración durante la
perforación.
Los espesores erosionados para el área Tomoporo varían entre 731’ y 1631’,
presentando un aumento hacia el norte, observándose que los mayores
espesores están en el alto estructural del área.
La separación Δ Log R, a menudo no está vinculada con rocas de gran
contenido orgánico o posibles intervalos generadores, sino a la presencia de
diversos factores, tales como: condiciones desfavorables del hoyo, intervalos
apretados y/o sedimentos no compactados.
Se observa para el área valores promedios de COT menores a 0.5 %,
correspondiente a rocas con muy poca cantidad de materia orgánica y escasa
capacidad generadora.
216
No es posible emitir un juicio definitivo basado únicamente en la información
proporcionada por los registros. Los resultados de la interpretación de los
mismos, deben estar respaldados por la sísmica, geología, bioestratigrafía y
la sedimentología del área para así exponer resultados de menor
incertidumbre.
217
RECOMENDACIONES
De la investigación realizada se recomienda:
Considerar los valores estimados de presión de poros y de fractura previo a la
perforación, para tener en cuenta que en zonas de presiones anormalmente
altas, la densidad del fluido de perforación debe incrementarse para
mantener la presión en el fondo del pozo por encima de la presión de poros y
evitar el influjo de formaciones permeables hacia el pozo, siendo cuidadoso
de mantenerla por debajo de la presión de fractura de las formaciones
superiores ya perforadas, las cuales están expuestas al incremento del peso
del lodo, determinando así una densidad máxima de lodo a utilizar; y así de
esta manera hacer una adecuada planeación y diseño de la perforación de
pozos.
Ampliar el cubo de geopresiones realizado, hacia yacimientos vecinos.
Determinar valores de espesores erosionados en los pozos perforados en los
últimos diez años en las áreas cercanas a Tomoporo, que permita actualizar
el mapa de espesores erosionados obtenido por Gómez (1997).
Comparar los resultados obtenidos de la estimación de espesores erosionados
con información sedimentológica y bioestratigráfica, a fin de comprobar que
dicha sección faltante sea debido a procesos erosivos y no por causa de falta
de sedimentación, ya que la técnica empleada no diferencia entre ambas.
Comparar los resultados obtenidos de cuantificación de COT con análisis
geoquímicos realizados en el área.
Simular los resultados de propiedades elásticas obtenidos, que permita
elaborar un modelo geomecánico en 3D para el área, así como actualizar la
información de las propiedades elásticas de la roca a medida que se perforen
nuevos pozos del área de estudio.
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