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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA

FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO

PROGRAMA DE POSTGRADO EN GEOLOGÍA PETROLERA

CARACTERIZACIÓN GEOMECÁNICA DE YACIMIENTOS CRETÁCICOS APLICANDO TECNOLOGÍAS MODERNAS DE PERFILAJE

Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia

para optar al Grado Académico de

MAGÍSTER SCIENTIARUM EN GEOLOGÍA PETROLERA

Autor: OSCARELENA C. SANABRIA L. Tutor: Américo Perozo.

Co-tutor: Orlando Zambrano. Asesores Industriales: Massiel Rangel.

Miguel Vielma. Carlos Mendez.

Maracaibo, Junio de 2008

Sanabria L., Oscarelena C. ”Caracterización Geomecánica de los Yacimientos Cretácicos Aplicando Tecnologías Modernas de Perfilaje”. (2008). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 334 p. Tutor: Prof. Américo Perozo; Cotutor: Prof. Orlando Zambrano.

RESUMEN Los problemas referentes al establecimiento de un plan de explotación óptimo que garantice la máxima recuperación de las reservas de un yacimiento y la complejidad de algunas áreas a desarrollar, hace necesario la utilización de herramientas y tecnologías que brinden información confiable y precisa que definan sus características con un bajo nivel de incertidumbre. Razón por la cual se propone caracterizar geomecánicamente los yacimientos cretácicos mediante la aplicación de técnicas modernas de perfilaje de pozos como lo representan los “Registros Acústicos Dipolares” y “Registros de Imágenes”. Para ello, fue necesario realizar una revisión bibliográfica de estas herramientas, seleccionar los pozos, recopilar y validar toda la información de los mismos: registros convencionales, especiales, entre otros. Procesar la información requerida para determinar las propiedades mecánicas dinámicas y estáticas, así como los módulos elásticos. Por otra parte, se definió el campo de esfuerzo del área lo que corresponde a magnitud y dirección, utilizando diversos métodos o metodologías planteadas en la bibliografía. Se determinó las densidades equivalentes de los pozos en estudio mediante el programa LMP (Logging Mechanical Properties), permitiendo así obtener perfiles continuos que representan el comportamiento presente a lo largo de la trayectoria del pozo. Por último, se establecieron correlaciones de manera que a partir de parámetros mecánicos dinámicos poder estimar los estáticos (Young, Corte y Volumétrico) para cada tipo de yacimiento por estructura y de manera general por formación para el campo en estudio, esta metodología permitió obtener un modelo ajustado a los módulos tanto estáticos como dinámicos permitiendo así conocer el comportamiento y extenderlos en un área del Campo cuando se requiera. La combinación de una variedad de distintas mediciones (registros convencionales, especiales, imágenes) junto a programas como lo representa el LMP como vía alterna permiten y optimizan la caracterización del yacimiento cuando se presentan condiciones limitantes para el estudio. Palabras Clave: geomecánica, propiedades mecánicas, registros acústicos, campo de esfuerzos, registros de imágenes acústicas. E-mail: [email protected], [email protected].

Sanabria L., Oscarelena C. ”Geomechanic Characterization of Cretaceous Reservoirs Applying Logging’s Modern Technologies”. (2008). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 334 p. Tutor: Prof. Américo Perozo; Cotutor: Prof. Orlando Zambrano.

ABSTRACT Difficulties regarding to the establishment of an ideal exploitation plan that guarantees the maximum recovery of the reserves of a reservoir and the complexity of some areas of develop, makes necessary to use tools and technologies that give reliable and accurate information, in order to define their own characteristics with a low level of uncertainty. That is the reason of proposing the geomechanical characterization of the cretaceous reservoir through the application of modern logging techniques of ”Dipole acoustic logs” and ”Image logs”. For that, it was necessary to check the bibliography of these tools by mean of the selection of the wells, compiling and validation of the whole information available: conventional logs, special logs, and others. By the other hand, it was defined the stress field of the area corresponding to magnitude and direction, by using several methods described in the bibliography. Equivalent densities of the well were determined by the program LMP (Logging Mechanical Properties) that allow obtaining continuous logs that represent the present behavior along of well trajectory. At last, were established correlations in the way that through dynamics mechanical parameters it could be possible to estimate the static ones (Young, Shear and Volumetric) for each type of reservoir by structures and in a general way for formation in the field of study, this methodology allow getting a model adjusted to the static and dynamic models allowing the knowledge of their behaviors and extend them in the area were they could be required. The combination of several measurements (conventional logs, special logs and others) along with programs as the represented by the LMP as an alternate way allow and optimize the characterization on the reservoir when restricted condition are presented. Key Words: geomechanic, mechanical properties of the rock, dipole acoustic log, field of stress, acoustic image log. E-mail: [email protected], [email protected].

DEDICATORIA

A Dios por darme la fuerza y fe necesaria para continuar, por hacerme sentir su

presencia en los momentos más difíciles de mi vida y por brindarme la oportunidad de

ver hoy este sueño hecho realidad, que no hay meta imposible si confías y crees en ti,

sobre todo en el…

A mis padres, pilares fundamentales en mi vida, quienes me brindaron su apoyo

incondicional, constancia y paciencia en momentos buenos y malos, que son un gran

ejemplo a seguir, espero ser un orgullo para ustedes…. Gracias!

A mis hermanos, por acompañarme en este camino recorrido, por demostrar que

son capaces de luchar por lo que desean.

A mi familia, quienes siempre han creído en mí.

A mis grandes e incondicionales amigas, que han demostrado ser más que unas

amigas unas hermanas, por estar allí siempre…

A todas aquellas personas que de una u otra forma hicieron posible la culminación

de esta meta, a partir de la cual se inician otras.....”El logro o fin de una meta implica el

comienzo de otras”.

Oscarelena Sanabria.

AGRADECIMIENTO

Hoy cuando he culminado una de mis principales metas en la vida y veo hecho

realidad el resultado del esfuerzo realizado durante estos meses, quiero dar gracias de

manera muy especial:

A Dios por ser mi pilar y fortaleza en los momentos más difíciles, permitiéndome

cumplir con las metas que hasta hoy me he trazado.

A la Ilustre Universidad del Zulia por darme la oportunidad de formarme como una

profesional con grandes valores éticos, morales y humanos.

A la Empresa Baker Hughes, excelente empresa de vanguardia, especialmente a las

divisiónes de Inteq y Atlas por brindarme la oportunidad de culminar con unas de mis

grandes metas y especialmente al departamento de Geociencia por dejarme formar

parte de su personal, bridarme las herramientas necesarias y ayuda en todo momento

para la realización de este Trabajo de Grado.

Al Sr. Pedro Melo, por brindarme la oportunidad de alcanzar esta meta tan grande

en mi vida.

A los Ing. Miguel Vielma, Massiel Rangel, Carlos Méndez, Fabiola Ferrer, Maria

Sierra, quien con su paciencia y apoyo durante el desarrollo de cada fase del presente

estudio me guiaron a finalizar una de mis más anheladas metas.

A nuestro tutor académico el Ing. Américo Perozo por su ayuda y dedicación

desinteresada, y por el ofrecimiento de grandes ideas tomadas de su larga experiencia

tanto académica como laboral.

A los Ing. Luis Hau, Henry Caridad, Rafael Molero, Virginia Albornoz, Jenny Mendez,

por su apoyo desde el inicio hasta el fin en este paso en mi vida.

A todos los profesionales integrantes de las divisiones, por su atenta y siempre

gentil orientación, y a todas aquellas personas que me brindaron su desinteresada

colaboración durante la elaboración de esta tesis.

0scarelena Sanabria

TABLA DE CONTENIDO

Página

RESUMEN …………………………………………………………………………………………….. 3 ABSTRACT ……………………………………………………………………………………………. 4 DEDICATORIA ………………………………………………………………………………………. 5 AGRADECIMIENTO ……………………………………………………………………………….. 6 TABLA DE CONTENIDO …………………………………………………......................... 7 LISTA DE TABLAS …………………………………………………………………………………. 11 LISTA DE FIGURAS ……………………………………………………………………………….. 14 CAPÍTULO

I PLANTEAMIENTO Y JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN …… 25 1.1. Introducción …………………………………………………………………. 25 1.2. Planteamiento y Formulación del Problema ……………………… 26 1.3. Justificación y Delimitación de la Investigación ………………… 27 1.4. Alcance de la Investigación ……………………………………………. 28 1.5. Objetivo General …………………………………………………………… 28 1.5.1. Objetivos Específicos ……………………………………………… 29 1.6. Antecedentes de la Investigación ……………………………………. 30 1.7. Metodología a Utilizar ……………………………………………………. 37 1.8. Viabilidad de la Investigación ………………………………………… 38

1.9. Resultados esperados de la Investigación y Estrategias de Difusión o Implementación …………………………………………………… 38

1.10. Cronograma de Actividades ………………………………………….. 39 II DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA ….………………………………………………. 41 2.1. Generalidades ………………………………………………………………. 41 2.2. Ubicación y Características del Área ………………………………… 42 2.3. Estructuras a Nivel del Yacimiento Cretácico ……………………. 43

2.3.1. Yacimientos Cretácicos: Estructura Sur y CretácicoNorte …………………………………………………………………………………. 44

2.3.2. Yacimientos Cretácicos C0152: Estructura Cretácico Los Lanudos ……………………………………………………………………….. 45

2.3.3. Estructura Perforada por el pozo C-315X …………………. 47 2.3.4. Estructura Perforada por el pozo C-312X …………………. 47 2.4. Estratigrafía ………………………………………………………………….. 48

2.5. Relación entre fallas, fracturamiento e intervalos Productivos …………………………………………………………………………. 51

2.6. Secuencia Tectónica ……………………………………………………… 53

2.7. Modelo Sedimentológico ………………………………………………… 54 CAPÍTULO Página

2.8. Litofacies ……………………………………………………………………… 55 2.8.1. Litofacies del Grupo Cogollo …………………………………… 55 2.8.2. Relación entre Litofacies y Fracturas ……………………….. 60 2.9. Litología ………………………………………………………………………. 62

III MARCO TEÓRICO ………………………………………………………………… 64 3.1. Fundamentos de la Geomecánica.……………………………………. 65 3.1.1. Definición ….…………………………………………………………. 65 3.1.2. Características especiales de los materiales geológicos. 65 3.1.2.1. Esfuerzos .……….……….………………………..…..…… 67 3.1.2.1.1. Esfuerzo Normal o de tensión …………….… 68 3.1.2.1.2. Esfuerzo de Corte, Cortante o de Cizalla … 69 3.1.2.1.3. Esfuerzo de un Plano Oblicuo …..…………… 71

3.1.2.1.4. Esfuerzo Normal y Tangencial entre Partículas…………………………………………………………………………….. 72

3.1.2.1.5. Esfuerzo Efectivo ….……………………………… 73 3.1.2.1.6. Esfuerzo en Sistemas de Partículas …..…… 76 3.1.2.1.7. Esfuerzos Principales ……………………………. 76 3.1.2.1.8. Esfuerzos Geoestáticos ………………………… 78 3.1.2.1.9. Esfuerzos Regionales …………….……….……. 89

3.1.2.1.9.1. Dirección de los Esfuerzos según el tipo de falla geológica, Modelo de Fallas según Anderson ………… 92

3.1.2.1.10. Esfuerzos Inducidos alrededor de la perforación …..………….……………………………………………………… 93

3.1.2.2. Deformación ………………………………………………… 97 3.1.2.3. Resistencia ………..………………………………………… 99 3.1.3. Teoría de Elasticidad Lineal .…………………………………… 100 3.1.4. Teoría de Fallas …………………………………………………….. 101

3.1.4.1. Circulo de Mohr, Criterio de Coulomb y Drucker-Prager ………………………………………………………………………………… 107

3.1.4.1.1. Circulo de Mohr ………………………..…………. 107 3.1.4.1.2. Criterio de Mohr - Coulomb ………………….. 108 3.1.4.1.3. Criterio de Drucker Prager …..……………….. 110

3.1.4.1.4. Criterio de Falla por Tensión (Ventana Operacional) ………………………………………………………...………….... 112

3.1.5. Mecanismos de Fallas ..………………………………………….. 114 3.1.6. Efectos de otros Factores en la Resistencia ……………… 118 3.1.7. Propiedades Mecánicas de la Roca ………..………………… 120 3.1.7.1. Módulos Elásticos Dinámicos …………………………. 123 3.1.7.2. Módulos Elásticos Estáticos …………………………… 123

CAPÍTULO Página

3.1.7.2.1. Módulos Elásticos Estáticos a partir del Software LMP (Logging Mechanical Properties) ………………………. 127

3.1.7.3. Ensayos de Laboratorio adicionales necesarios para definir las Propiedades de la Roca …………………………………. 133

3.1.7.3.1. Compresión no confinada (UCS) ……………. 133 3.1.7.3.2. Ensayo de Compresión Triaxial ……………… 135 3.1.7.3.3. Ensayo de Cilindro Brasileño …………………. 135 3.1.7.3.4. Ensaño de Coeficiente de Biot ………………. 136

3.1.8. Componentes de un Modelo Mecánico del Subsuelo (MEM) ………………………………………………………………………………… 136

3..1.8.1. Información y parámetros necesarios para la construcción de un Modelo Geomecánico y Establecimiento del Estado de Esfuerzo ……………………………………………………………….

140

3.2. Herramientas Acústicas ………………………………….……………… 142 3.3. Aplicaciones Geomecánica en la Industria Petrolera …………. 147 3.4. Parámetros de diseño en la perforación …………………………… 150 3.4.1. Dirección e Inclinación del hoyo ……………………………… 150 3.4.2. Densidad del fluido de perforación ………………………….. 152

IV MARCO METODOLÓGICO ……………………………………………………… 157 4.1. Generalidades ………………………………………………………………. 157 4.2. Tipo de Investigación ……………………………………………………. 157 4.3. Proceso Metodológico Utilizado ……………………………………… 159 4.3.1. Revisión Bibliográfica …………………………………………….. 160 4.3.2. Selección de los Pozos a Estudio …………………………….. 160 4.3.3. Recopilación y Validación de la Información …………….. 161

4.3.4. Determinación de las propiedades mecánicas elásticas dinámicas de la roca ………………………………………………………..….. 166

4.3.5. Determinación de las propiedades mecánicas elásticas estáticas de la roca ……………………………………………………………… 168

4.3.5.1. Estimación de las Propiedades Mecánicas Estáticas mediante el programa LMP (Logging Mechanical Properties) ........…………………………………………………………………..

169

4.3.5.2. Estimación del Módulo de Young Estático a través de las correlaciones establecidas por Lacy ……………………. 174

4.3.6. Determinación del Campo de Esfuerzos …………….…….. 176 4.3.6.1. Magnitud de los Esfuerzos …………………………….. 177 4.3.6.1.1. Esfuerzo Horizontal Mínimo ………………….. 177 4.3.6.1.2. Esfuerzo Horizontal Máximo …………………. 180 4.3.6.1.3. Esfuerzo Vertical o Presión de Sobrecarga. 180 4.3.6.1.4. Presión de Poro …………………………………… 181

4.3.6.2. Dirección de los Esfuerzos …………………………….. 182 CAPÍTULO Página

4.3.6.2.1. Esfuerzo Horizontal Máximo y Mínimo ……. 182

4.3.7. Determinación de parámetros de aplicabilidad Geomecánica ………………………………………………………………………. 188

4.3.7.1. Densidades Equivalentes: Iniciación y Propaga –ción de Fractura ………………………………………………………………….. 188

4.3.8. Generación de correlaciones para la integración de los módulos geomecánicos dinámicos vs estáticos ……………………….. 189

4.3.9. Integración y presentación de resultados ………………… 190 V PRESENTACIÓN Y ANÁLISIS DE RESULTADOS ..……………………… 191 5.1. Caracterización Mecánica de la roca ………………………………… 191

5.1.1. Determinación de las Propiedades Mecánicas elásticas dinámicas de la roca …………………………………………….… 191

5.1.2. Determinación de las Propiedades Mecánicas elásticas estáticas de la roca ……………………………………………….… 200

5.1.2.1. Estimación de las Propiedades Mecánicas Estáticas mediante el programa LMP (Logging Mechanical Properties) y Módulo de Young Estático mediante las correlaciones establecidas por Lacy ………………………………………..

200

5.2. Determinación del campo de esfuerzos …………………………… 236 5.2.1. Magnitud de los esfuerzos ……………………………………… 236 5.2.1.1. Esfuerzo Horizontal Mínimo …………………………… 237 5.2.1.2. Esfuerzo Horizontal Máximo …………………………… 241 5.2.1.3. Esfuerzo Vertical o Presión de Sobrecarga ………. 246 5.2.1.4. Presión de Poro ……………………………………………. 247 5.2.2. Dirección de los Esfuerzos ……………………………………… 249 5.2.2.1. Esfuerzo Horizontal Máximo y Mínimo …………….. 250

5.2.2.2. Estimación de la dirección del esfuerzo regional a través del mapa mundial de esfuerzos ………………………………… 283

5.2.2.3. Estimación de la dirección del esfuerzo mediante estudio previo (SPE 97384) …………………………………………………… 283

5.3. Determinación de parámetros de aplicabilidad geomecánica. 286

5.3.1. Densidades equivalentes: Mínima, Iniciación y Propagación de Fractura ………………………………………….…………… 286

5.4. Generación de correlaciones para la integración de los módulos geomecánicos dinámicos vs estáticos ……………………….. 295

VI CONCLUSIONES ………………………………………..………………………… 327 VII RECOMENDACIONES ………………………………….………………………… 331

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ……………………………………………………………. 333

LISTA DE TABLAS

Tabla Página 1 Cronograma de actividades de la investigación …………………. 39

2 Características de los materiales geológicos fundamentales para estudios geomecánicos ……………..……………………………. 66

3 Parámetros Elásticos en Rocas y Minerales …….………………… 123

4 Resumen de las relaciones entre las diferentes constantes elásticas …………………..…………….…………………………………….. 127

5 Clasificación de la resistencia de la roca …………………………… 134

6

Fuentes de Información utilizadas para construir un Modelo Geomecánico. Datos de geología, mapas estructurales y datos de sísmica (identificación de regímenes) que ayudan al entendimiento del dirección del esfuerzos ……………………..

141

7 Construcción del Modelo o Estado de Esfuerzos ………………… 142

8 Propiedades Mecánicas Dinámicas promedio correspondiente a los pozos que conforman la Estructura Cretácico C0152 …. 192

9 Propiedades Mecánicas Dinámicas promedio correspondiente a los pozos que conforman la Estructura Cretácico Sur …..…. 192

10 Propiedades Mecánicas Dinámicas promedio correspondiente a los pozos que conforman la Estructura Cretácico Norte ….. 193

11 Propiedades Mecánicas Estáticas promedio correspondiente a los pozos que conforman la Estructura Cretácico C0152 …. 227

12 Propiedades Mecánicas Estáticas promedio correspondiente a los pozos que conforman la Estructura Cretácico Norte ..…. 228

13 Propiedades Mecánicas Estáticas promedio correspondiente a los pozos que conforman la Estructura Cretácico Sur …..…. 230

14 Valores típicos para la relación de Poisson ……………………….. 216

15 Promedio del Gradiente del Mínimo Esfuerzo Horizontal, obtenidos a partir de las ecuaciones establecidas por Económides & Hill y Eaton ……………………………………………….

237

16

Magnitud del Esfuerzo Horizontal Mínimo correspondiente a los pozos que conforman la Estructura Cretácico C-0152 del Campo la Concepción, según las formaciones atravesadas por los mismos ……………………………………………………………….

239

17

Magnitud del Esfuerzo Horizontal Mínimo correspondiente a los pozos que conforman la Estructura Cretácico Sur del Campo la Concepción, según las formaciones atravesadas por los mismos ……………………………………………………………….

239

18

Magnitud del Esfuerzo Horizontal Mínimo correspondiente a los pozos que conforman la Estructura Cretácico Norte del Campo la Concepción, según las formaciones atravesadas por los mismos ……………………………………………………………….

240

Tabla Página

19 Promedio de las sensibilidades (10%, 20% y 30%) estimadas para el Máximo Esfuerzo Horizontal, obtenidos a partir del Esfuerzo Horizontal Mínimo ……………………………….

241

20

Magnitud del Esfuerzo Horizontal Máximo correspondiente a los pozos que conforman la Estructura Cretácico C-0152 del Campo la Concepción, según las formaciones atravesadas por los mismos ……………………………………………………………….

244

21

Magnitud del Esfuerzo Horizontal Máximo correspondiente a los pozos que conforman la Estructura Cretácico Sur del Campo la Concepción, según las formaciones atravesadas por los mismos ……………………………………………………………….

244

22

Magnitud del Esfuerzo Horizontal Máximo correspondiente a los pozos que conforman la Estructura Cretácico Norte del Campo la Concepción, según las formaciones atravesadas por los mismos ……………………………………………………………….

245

23 Presión o Gradiente de Poro estimado para las diferentes áreas cretácicas del Campo La Concepción ………………………. 248

24 Resumen del Campo de Esfuerzo para cada estructura cretácica que conforma al campo en estudio ……………………. 249

25

Valores Promedios correspondientes a las densidades equivalentes estimados a partir del programa LMP (Logging Mechanical Properties) para la Estructura Cretácico C-0152 que conforman al Campo La Concepción de acuerdo las formaciones presentes……………………………………………………..

290

26

Valores Promedios correspondientes a las densidades equivalentes estimados a partir del programa LMP (Logging Mechanical Properties) para la Estructura Cretácico Sur que conforman al Campo La Concepción de acuerdo las formaciones presentes …………………………………………………….

290

27

Valores Promedios correspondientes a las densidades equivalentes estimados a partir del programa LMP (Logging Mechanical Properties) para la Estructura Cretácico Norte que conforman al Campo La Concepción de acuerdo las formaciones presentes …………………………………………………….

291

28

Correlaciones del Módulo de Young Estático en función del Dinámico para las diferentes Estructuras Cretácicas que conforman al Campo La Concepción según las formaciones presentes ………………………………………………………………………

296

29 Correlaciones del Módulo de Young Estático en función del Dinámico para el Campo La Concepción según las formaciones presentes …………………………………………………….

296

30

Correlaciones del Módulo de Corte Estático en función del Dinámico para las diferentes Estructuras Cretácicas que conforman al Campo La Concepción según las formacionespresentes ………………………………………………………………………

303

Tabla Página

31 Correlaciones del Módulo de Corte Estático en función del Dinámico para el Campo La Concepción según las formaciones presentes …………………………………………………….

304

32

Correlaciones del Módulo Volumétrico Estático en función del Dinámico para las diferentes Estructuras Cretácicas que conforman al Campo La Concepción según las formaciones presentes ………………………………………………………………………

311

33 Correlaciones del Módulo Volumétrico Estático en función del Dinámico para el Campo La Concepción según las formaciones presentes …………………………………………………….

312

34

Correlaciones del Módulo de Young Estático estimado por las ecuaciones establecidas por Lacy en función del Estático calculado por el programa LMP, para las diferentes Estructuras Cretácicas que conforman al Campo La Concepción según las formaciones presentes …………………….

319

35

Correlaciones del Módulo de Young Estático estimado por las ecuaciones establecidas por Lacy en función del Estático calculado por el programa LMP, para el Campo La Concepción según las formaciones presentes …………………….

320

LISTA DE FIGURAS

Figura Página

1 Sección estructural Oeste - Este de la cuenca de Maracaibo.Modificado de Parnaud et al., 1995 …………………………………. 42

2 Ubicación del Área la Concepción ……………………………………. 42 3 Sección estructural esquemática del Campo La Concepción .. 43

4 Las tres estructuras Cretácicas. Mapa estructural al Tope del Grupo Cogollo y secciones sísmicas a lo largo de dichas estructuras …………………………………………………………………….

44

5

Mapa del tope de la Fm. Maraca, en la que se ilustran líneas de sección correspondientes a las tres estructuras que comprenden en general el área del Yacimiento Cretácico Norte ..…………………………………………………………………………..

48

6 Columna estratigráfica del Área La Concepción …………………. 51 7 Relaciones entre zonas de falla y intervalos productivos ……. 52 8 Secuencia tectónica postulada ………………………………………… 53

9

Campo La Concepción, ubicado en una posición fluctuante dentro de la plataforma carbonática para el Grupo Cogollo en un modelo deposicional de sistema húmedo carbonático-siliciclástico de plataforma bordeada. Adaptado de Handford y Loucks, 1993 ……………………………………………………………….

54

10 Modelo deposicional del Grupo Cogollo en el Campo La Concepción …………………………………………………….……………… 55

11 Caliza Arcillosa del intervalo inferior- medio de la Formación Apón, fotografía del núcleo del pozo C-276 ………………………. 56

12,13,14 Muestras del núcleo C-276, correspondiente a diferentes profundidas del intervalo carbonático inferior – medio ………. 57

15 Intervalo calcáreo inferior de la Fm. Lisura, fotografía del núcleo del pozo C-276 ……………………………………………………. 58

16 Contacto erosivo entre intervalos calcáreos inferior y superior de la Fm. Lisura, fotografía del núcleo del pozo C-276 ……………………………………………………………………………….

59

17 Relación entre litofacies y fracturas …………..…………………….. 60 18 Distribución de litofacies en Grupo el Grupo Cogollo…………… 61 19 Distribución de litofacies en el pozo C-276 ……..………………… 61

20 Correlación Litológica del Grupo Cogollo en los pozos C-312X, C-315X y de la estructura del Cretácico Norte.…………. 63

21 Definición de esfuerzo ……………………………………………………. 68 22 Material sólido sometido a fuerzas de tracción ………………….. 69 23 Material sólido sometido a fuerzas de compresión …………….. 69 24 Material sólido sometido a esfuerzo de corte ……………………. 70

Figura Página 25 Diferencia entre esfuerzos normales y de corte o cizalla ……. 70 26 Esfuerzos Normales y de Corte ……………………………………….. 71 27 Esfuerzo en un plano oblicuo ………………………………………….. 72 28 Esfuerzo y presión en los materiales porosos ……………………. 75 29 Esfuerzos en planos principales ………………………………………. 77

30 Esfuerzos Terrestres y efectos en la estabilidad del hoyo (Bratton y Borneman, 1999) …………………………………….…….. 78

31 Esfuerzos vertical o presión de sobrecarga, efectivos y presión de poros ……………………………………………………………. 80

32

Gradientes de Esfuerzos Verticales para pozos de la Cuenca del Golfo de México, el Campo Ceuta y el campo Barúa de la Cuenca del Lago de Marcaibo (Andrés R. Vásquez. H., 2001, pag. 13-4) ……………………………………………………………….…….

81

33 Esquema típico de breakout y fractura inducida en el hoyo … 86

34 Interpretación de esfuerzos de un campo para las diferentes estructuras geológicas (Lal, 1996) …………………………………… 87

35 Presión de Poros (Bravo y Pedrozo, 2005) ……………………….. 89 36 Falla normal ………………………………………………………………….. 90 37 Falla transcurrente …………………………………………………………. 90 38 Falla inversa ………………………………………………………………….. 91

39 Modelo de Fallas Geológicas según Anderson. Relación entre fallas normales, inversas y transcurrentes en función de la dirección del esfuerzo principal mayor (Urdaneta, 2004) …….

92

40 Estado de esfuerzos in situ antes y después de la perforación (Lal, 1996) …………………………………………………… 93

41 Esfuerzos que actúan en el hoyo: a) vista transversal del hoyo, y b) vista anular del hoyo (Lal, 1996) ……………………… 94

42 Muestras de esfuerzos de corte y tracción en la roca (Lal, 1996) ……………………………………………………………………………. 94

43 Tipos de fallas de corte alrededor del hoyo (Tan, 1998) ……. 95 44 Tipos de fallas ténsiles alrededor del hoyo (Tan, 1998) ……… 96

45 Relación de la concentración de esfuerzos alrededor del hoyo con los diferentes regímenes de esfuerzo (GMI, 2001).. 97

46 Esquema de deformación. (a) Cuerpo general y (b) Barra unidimensional, (Vásquez, 1991) …………………………………….. 98

47 Relaciones entre esfuerzos y deformaciones durante aplicación de esfuerzos en medio poroso …………………………. 99

48 Elemento sometido a cargas uniaxiales ……………………. 100 49 Bases del Criterio de Falla de Mohr Coulomb ……………………. 101 50 Pruebas Uniaxiales y Triaxiales ……………………………………….. 102 51 Gráfico esfuerzo-deformación generalizado ………………………. 103 52 Grietas longitudinales paralelas al esfuerzo aplicado ………….. 104

Figura Página

53 Fractura típica bajo esfuerzos compresivos, denominada fractura de cizalla …………………………………………………………… 105

54 Red de fracturas de cizalla unido a una deformación plástica. 105 55 Fractura de extensión …………………………………………………….. 105 56 Fractura entre las líneas de carga ……………………………………. 106 57 Círculo de Mohr (Bravo y Pedrozo, 2005) …………………………. 108

58 Efecto de la Presión Confinante sobre la Resistencia al Corte (Vásquez, 2001) ……………………………………………………………. 108

59 Criterio de Mohr – Coulomb (Vásquez, 1991) …………………… 109

60 Criterios de Von Mises y Drucker-Prager en el espacio de los esfuerzos principales (Vásquez, 1991) ……………………………… 110

61 Circulo de Mohr y Envolvente ………………………………………….. 114

62 Curvas esfuerzo-deformación para quarzita Rand a varias presiones de confinamiento (Jaeger y Cook, 1969) ……………. 115

63

Curvas esfuerzo-deformación del mármol Carrara para varias presiones de confinamiento. Los números sobre las curvas indican la presión de confinamiento en bars (Jaeger y Cook, 1969) …………………………………………………………………………….

116

64 Curvas esfuerzo-deformación para el granito a una presión de confinamiento de 5 Kilobars a varias temperaturas (Jaeger y Cook, 1969) …………………………………………………….

117

65 Proceso de Flujo del LMP (Logging Mechanical Properties) …. 130

66 Mediciones de Laboratorio, curva típica de Esfuerzo-Deformación …………………………………………………..…………….. 131

67

El programa lmp simula pruebas de laboratorio mecánicasbajo diferentes presiones de confinamiento para generar la envolvente de falla de Mohr-Coulomb, permitiendo el estudio de los esfuerzos de la roca bajo varias condiciones de producción y perforación …………………………………………….

131

68 El lmp genera un perfil continuo de la formación de esfuerzo compresivo y las propiedades mecánicas de la roca con profundidad ……………………………………………………………………

132

69

El procesamiento del lmp es muy parecido al comportamiento de la roca durante pruebas de laboratorio, simulando la deformación en las fronteras de los granos de arena y alteraciones debido al cierre o deslizamiento de grietas o fracturas pre-existentes y formaciones de nuevas fracturas ………………………………………………………………………..

132

70 Estados de Esfuerzos ……………………………………………………… 138

71 Propagación de ondas de una herramienta acústica monopolar en una formación consolidada con alta rigidez(Vásquez, 2001, p.13-10) ………………………………………………..

144

Figura Página

72 Propagación de ondas de una herramienta acústica monopolar en una formación no consolidada con baja rigidez (Vásquez, 2001, p.13-11) ……………………………………………….

145

73 Principio de operación de un transmisor dipolar en las herramientas acústicas (Vásquez , 2001, p.13-13) ……………. 146

74 Ejemplo de una herramienta petrofísica para medir ondas acústicas (Vásquez, 2001, p.13-7) …………………………………… 147

75 Aplicaciones prácticas de la geomecánica en pozos y yacimientos …………………………………………………………………… 150

76 Influencia de la trayectoria del hoyo en la estabilidad del hoyo (Lal, 1996) ……………………………………………………………. 151

77 Efectos del peso del lodo sobre el comportamiento mecánico de las lutitas (Lal, 1996) …………………………………………………. 153

78 Dirección del esfuerzo y daño en el pozo …………………………. 154

79 Esquema de gradientes de ovalización por ruptura de la pared del pozo y fracturamiento ……………………………………… 155

80 Estimación de la Correlación para la determinación de la Onda de Corte (DTs) a partir de la Onda Compresional ……… 165

81 Sabana de las Propiedades Mecánicas Estáticas obtenida a partir del procesamiento mediante el programa LMP (Logging Mechanical Properties) ………………………………………

173

82 Correlación del módulo de Young estático de Lacy para arenas (1996) ……………………………………………………………….. 175

83 Correlación del módulo de Young estático de Lacy para lutitas (1996) ………………………………………………………………… 175

84 Correlación del módulo de Young estático de Lacy para calizas (1996) ………………………………………………………………… 176

85 Registro de Imagen Acústica CBIL, se observa la presencia de breakouts …………………………………………………………………. 186

86 Gráfico de Schmidt ………………………………………………………… 187 87 Diagrama de rosetas ………………………………………………………. 187

88 Gráfico del Módulo de Young Dinámico según el tipo de formación pertenecientes algunos pozos que conforman las diferentes estructuras del Campo La Concepción ……………….

195

89 Gráfico del Módulo de Corte Dinámico según el tipo de formación pertenecientes algunos pozos que conforman las diferentes estructuras del Campo La Concepción ……………….

196

90 Gráfico del Módulo Volumétrico Dinámico según el tipo de formación pertenecientes algunos pozos que conforman las diferentes estructuras del Campo La Concepción ……………….

197

91

Gráfico de Coeficiente o Relación de Poisson Dinámico según el tipo de formación pertenecientes algunos pozos que conforman las diferentes estructuras del Campo La Concepción …………………………………………………………………….

198

Figura Página

92

Gráfico de Compresibilidad Volumétrica Dinámica según el tipo de formación pertenecientes algunos pozos que conforman las diferentes estructuras del Campo La Concepción …………………………………………………………………….

199

93 Gráfico de comparación entre los Módulos de Young Estático (estimado por el programa LMP y correlaciones de Lacy) con el Dinámico para la Formación La Luna …………………………….

202

94 Gráfico de comparación entre los Módulos de Young Estático (estimado por el programa LMP y correlaciones de Lacy) con el Dinámico para la Formación Maraca ……………………………..

202

95 Gráfico de comparación entre los Módulos de Young Estático (estimado por el programa LMP y correlaciones de Lacy) con el Dinámico para la Formación Lisure ……………………………….

203

96 Gráfico de comparación entre los Módulos de Young Estático (estimado por el programa LMP y correlaciones de Lacy) con el Dinámico para la Formación Apón Miembro Piche …………..

203

97 Gráfico de comparación entre los Módulos de Young Estático (estimado por el programa LMP y correlaciones de Lacy) con el Dinámico para la Formación Apón Miembro Machique …….

204

98 Gráfico de comparación entre los Módulos de Young Estático (estimado por el programa LMP y correlaciones de Lacy) con el Dinámico para la Formación Apón Miembro Tibú ……………

204

99 Gráfico del Módulo de Young Estático según el tipo de formación pertenecientes algunos pozos que conforman las diferentes estructuras del Campo La Concepción ……………….

205

100 Gráfico del Módulo de Young Estático vs la Porosidad Efectiva, según el tipo de formación para el Campo La Concepción …………………………………………………………………….

205

101 Gráfico de comparación entre el Módulo de Corte Estático (estimado por el programa LMP) con el Dinámico para la Formación La Luna …………………………………………………………

206

102 Gráfico de comparación entre el Módulo de Corte Estático (estimado por el programa LMP) con el Dinámico para la Formación Maraca ………………………………………………………….

207

103 Gráfico de comparación entre el Módulo de Corte Estático (estimado por el programa LMP) con el Dinámico para la Formación La Lisure ……………………………………………………….

207

104 Gráfico de comparación entre el Módulo de Corte Estático (estimado por el programa LMP) con el Dinámico para la Formación Apón Miembro Piche ……………………………………….

208

105 Gráfico de comparación entre el Módulo de Corte Estático (estimado por el programa LMP) con el Dinámico para la Formación Apón Miembro Machique …………………………………

208

Figura Página

106 Gráfico de comparación entre el Módulo de Corte Estático (estimado por el programa LMP) con el Dinámico para la Formación Apón Miembro Tibú …………………………………………

209

107 Gráfico del Módulo de Corte Estático según el tipo de formación pertenecientes algunos pozos que conforman las diferentes estructuras del Campo La Concepción ……………….

209

108 Gráfico del Módulo de Corte Estático vs la Porosidad Efectiva, según el tipo de formación para el Campo La Concepción …………………………………………………………………….

210

109 Gráfico de comparación entre el Módulo Volumétrico Estático (estimado por el programa LMP) con el Dinámico para la Formación La Luna …………………………………………………………

211

110 Gráfico de comparación entre el Módulo Volumétrico Estático (estimado por el programa LMP) con el Dinámico para la Formación Maraca ………………………………………………………….

211

111 Gráfico de comparación entre el Módulo Volumétrico Estático (estimado por el programa LMP) con el Dinámico para la Formación La Lisure ……………………………………………………….

212

112 Gráfico de comparación entre el Módulo Volumétrico Estático (estimado por el programa LMP) con el Dinámico para la Formación Apón Miembro Piche ……………………………………….

212

113 Gráfico de comparación entre el Módulo Volumétrico Estático (estimado por el programa LMP) con el Dinámico para la Formación Apón Miembro Machique …………………………………

213

114 Gráfico de comparación entre el Módulo Volumétrico Estático (estimado por el programa LMP) con el Dinámico para la Formación Apón Miembro Tibú …………………………………………

213

115 Gráfico del Módulo Volumétrico Estático según el tipo de formación pertenecientes algunos pozos que conforman las diferentes estructuras del Campo La Concepción ……………….

214

116 Gráfico del Módulo Volumétrico Estático vs la Porosidad Efectiva, según el tipo de formación para el Campo La Concepción …………………………………………………………………….

214

117

Gráfico de la Constante o Coeficiente Poroelástico de Biot según el tipo de formación pertenecientes algunos pozos que conforman las diferentes estructuras del Campo La Concepción …………………………………………………………………….

217

118

Gráfico de la Resistencia a la Compresión No Confinada según el tipo de formación pertenecientes algunos pozos que conforman las diferentes estructuras del Campo La Concepción …………………………………………………………………….

219

119 Gráfico de la resistencia a la Compresión No Confinada vs la Porosidad Efectiva, según el tipo de formación para el Campo La Concepción …………………………………………………….

220

Figura Página

120 Gráfico del Ángulo de Fricción según el tipo de formación pertenecientes algunos pozos que conforman las diferentes estructuras del Campo La Concepción ………………………………

223

121 Gráfico del Ángulo de Fricción vs la Porosidad Efectiva, según el tipo de formación para el Campo La Concepción ….. 223

122 Gráfico del Factor de Cohesión según el tipo de formación pertenecientes algunos pozos que conforman las diferentes estructuras del Campo La Concepción ………………………………

224

123 Gráfico Factor de Cohesión vs la Porosidad Efectiva, según el tipo de formación para el Campo La Concepción ………………. 224

124 Relación entre el Factor de Cohesión vs el Ángulo de Fricción, según el tipo de formación para el Campo La Concepción …………………………………………………………………….

225

125 Relación entre la Resistencia a la Compresión No Confinada vs el Ángulo de Fricción, según el tipo de formación para el Campo La Concepción …………………………………………………….

225

126 Relación entre la Resistencia a la Compresión No Confinada vs el Factor de Cohesión, según el tipo de formación para el Campo La Concepción …………………………………………………….

226

127

Sabana generada a partir del programa LMP (Logging Mechanical Propierties), representando las Propiedades Mecánicas Estáticas estimadas mediante está metodología, correspondiente a una sección del pozo C-308, ubicado en la Estructura Cretácico C-0152 …………………………………………….

232

128

Sabana generada a partir del programa LMP (Logging Mechanical Propierties), representando las Propiedades Mecánicas Estáticas estimadas mediante está metodología, correspondiente a una sección del pozo C-310, ubicado en la Estructura Cretácico Norte ………………………………………………

233

129

Sabana generada a partir del programa LMP (Logging Mechanical Propierties), representando las Propiedades Mecánicas Estáticas estimadas mediante está metodología, correspondiente a una sección del pozo C-326, ubicado en la Estructura Cretácico Sur ………………………………………………….

234

130

Sensibilidades del Esfuerzo Horizontal Máximo al 10%, 20% y 30%, de manera general para las diferentes estructuras cretácicas del Campo en estudio, estimado a partir de la ecuación de Económides & Hill …………………………………………

242

131

Sensibilidades del Esfuerzo Horizontal Máximo al 10%, 20% y 30%, de manera general para las diferentes estructuras cretácicas del Campo en estudio, estimado a partir de la ecuación de Eaton ………………………………………………………….

243

132 Estimación de la Presión de sobrecarga o esfuerzo vertical a partir de la integración del registro de densidad (PETROBRAS, 2005)………………………………………………………..

246

Figura Página

133

Proyección Schmidt y Roseta de rumbo, mostrando la orientación de los esfuerzos mínimos horizontales (σh) en dirección al NE-SO, paralela a la dirección de las ovalizaciones (breakout) ………………………………………………….

252

134 Proyección Schmidt mostrando la magnitud y dirección de los diferentes eventos interpretados como braeakouts y roseta de rumbo ……………………………..……………………………..

254

135

Proyección Schmidt y Roseta de Rumbo, indicando la orientación de los mínimos esfuerzos para este pozo de manera general en NE-SO con valor promedio que varía entre 45° y 55°, paralelas a la dirección de ovalización ………

256

136

Vectores representativos de las ovalizaciones o breakouts, mostrando gráficamente la orientación de las ovalizaciones para los diferentes pozos en estudio que conforman la estructura C0152, a largo de la trayectoria perforada …………

258

137

Proyección Schmidt y Roseta de Rumbo, indicando la dirección de los mínimos esfuerzos para este pozo en NE-SO con valor promedio que varía entre 9° y 37°, paralelas a la dirección de ovalización …………………………………………………..

260

138 Proyección Schmidt y Roseta de Rumbo, indicando para cada una de las formaciones del pozo C-310 la dirección de esfuerzos horizontales …………………………………………………….

263

139

Proyección Schmidt y Roseta de Rumbo del pozo C-325, en donde se muestra la orientación de los mínimos esfuerzosde las formaciones en estudio, Norte-Sur, estableciendo una dirección de esfuerzos máximos Este-Oeste ………………………

266

140 Proyección Schmidt y Roseta de Rumbo correspondiente a los eventos de ovalizaciones interpretados en el pozo C-312 a nivel de las formaciones en estudio ……………………………….

268

141 Proyección Schmidt y Gráfico mostrando los vectores de breakouts en el intervalo total analizado ………………………….. 271

142 Proyección estereográfica y vectores de ovalizaciones del hoyo en el intervalo total interpretado ……………………………… 273

143 Diagrama de rosetas, Proyección estereográfica y Vectores de ovalizaciones del hoyo en el intervalo total interpretado correspondiente a las Formaciones La Luna, Maraca y Lisure

275

144

Proyección Schmidt y Gráfico mostrando los vectores de ovalizaciones del hoyo en el intervalo total interpretado correspondiente a la Formación Lisure y Apón (Miembro Piche) ……………………………………………………………………………

277

145 Proyección estereográfica y vectores de todos los eventos de ovalización en el intervalo total del pozo C-326 …………………. 279

146 Proyección estereográfica y vectores de todos los eventos de ovalización en el intervalo total del pozo C-327 …………………. 280

Figura Página

147 Dirección del Mínimo esfuerzo predominante para cada pozo en estudio, ubicados en las diferentes estructuras que conforman el Campo la Concepción ………………………………….

282

148 Dirección de σH y tipo de régimen inferido a partir del Mapa Mundial de Esfuerzos ………………………………………………………

283

149 Orientación de las fracturas y dirección del esfuerzo horizontal máximo en el Campo La Concepción ………………… 285

150

Sabana generada a partir del programa LMP (Logging Mechanical Propierties), donde se representan las densidades equivalentes estimadas mediante está metodología (carril número 9, indicado como densidades equivalentes), correspondiente a una sección del pozo C-321, ubicado en la Estructura Cretácico C-0152 …………………

292

151

Sabana generada a partir del programa LMP (Logging Mechanical Propierties), donde se representan las densidades equivalentes estimadas mediante está metodología (carril número 9, indicado como densidades equivalentes), correspondiente a una sección del pozo C-309, ubicado en la Estructura Cretácico Norte ……………………

293

152

Sabana generada a partir del programa LMP (Logging Mechanical Propierties), donde se representan las densidades equivalentes estimadas mediante está metodología (carril número 9, indicado como densidades equivalentes), correspondiente a una sección del pozo C-327, ubicado en la Estructura Cretácico Sur ………………………

294

153

Correlaciones generadas para el Módulo de Young Estático en función del Dinámico, para las diferentes estructuras cretácicas del Campo La Concepción según las formaciones presentes ………………………………………………………………………

297

154


298

155


299

156 Correlaciones generadas para el Módulo de Young Estático en función del Dinámico, de manera general para el Campo La Concepción según las formaciones presentes ………………..

300


301

Figura Página


302

159

Correlaciones generadas para el Módulo de Corte Estático en función del Dinámico, para las diferentes estructuras cretácicas del Campo La Concepción según las formaciones presentes ………………………………………………………………………

305

160


306

161


307

162 Correlaciones generadas para el Módulo de Corte Estático en función del Dinámico, de manera general para el Campo La Concepción según las formaciones presentes …………………...

308

163 Correlaciones generadas para el Módulo de Corte Estático en función del Dinámico, de manera general para el Campo La Concepción según las formaciones presentes …………………….

309

164 Correlaciones generadas para el Módulo de Corte Estático en función del Dinámico, de manera general para el Campo La Concepción según las formaciones presentes …………………….

310

165

Correlaciones generadas para el Módulo Volumétrico Estático en función del Dinámico, para las diferentes estructuras cretácicas del Campo La Concepción según las formaciones presentes …………………………………………………….

313

166


314

167


315

168 Correlaciones generadas para el Módulo de Volumétrico Estático en función del Dinámico, de manera general para el Campo La Concepción según las formaciones presentes …….

316

169 Correlaciones generadas para el Módulo de Volumétrico Estático en función del Dinámico, de manera general para el Campo La Concepción según las formaciones presentes …….

317

170 Correlaciones generadas para el Módulo de Volumétrico Estático en función del Dinámico, de manera general para el Campo La Concepción según las formaciones presentes .......

318

Figura Página

171

Correlaciones generadas para el Módulo de Young Estático estimado por las ecuaciones establecidas por Lacy en función del Estático calculado por el programa LMP, para las diferentes estructuras cretácicas del Campo La Concepción según las formaciones presentes ……………………………………..

321

172


322

173


323

174

Correlaciones generadas para el Módulo de Young Estático estimado por las ecuaciones establecidas por Lacy en función del Estático calculado por el programa LMP, de manera general para el Campo La Concepción según las formaciones presentes …………………………………………………….

324

175


325

176


326

CAPÍTULO I

PLANTEAMIENTO Y JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN

1.1. Introducción.

La caracterización geomecánica basada en las propiedades elásticas de las rocas,

ayuda a predecir ciertos comportamientos y condiciones en la formación permitiendo

tomar decisiones acertadas y oportunas en la perforación y producción de un

yacimiento, con el fin de optimizar las estrategias de explotación.

El caso en estudio del presente trabajo de grado lo representa el Campo la

Concepción, localizado en la Cuenca del Lago de Maracaibo de Venezuela. La

investigación involucra inicialmente una auditoria de datos, que comprende la

recopilación, revisión, validación y análisis de toda la información referente al tópico y

área en estudio. Se evaluarán varios pozos desviados localizados en las diferentes

estructuras que conforman el área.

Una vez definida la base de datos, se describirá una metodología que a partir de

datos de registros acústicos, gamma ray, resistividad, densidad, neutrón, entre otros,

cargados en el programa Logging Mechanical Properties (LMP), permitirá estimar las

propiedades mecánicas estáticas de la roca. Los registros acústicos que capturan el tren

de onda completo y dipolar obteniendo medidas simultáneas de la velocidad de onda

compresional y de corte permitirán determinar los módulos elásticos dinámicos

mediante ecuaciones basadas en la velocidad de tránsito de las ondas anteriormente

mencionadas. Una vez definidos los parámetros mecánicos de la roca se implementará

la metodología establecida para alcanzar los objetivos planteados, los cuales se

describen en el presente capítulo.

26

1.2. Planteamiento y Formulación del Problema.

La geomecánica implica la predicción y el manejo de la deformación del material

rocoso. Los episodios de deformación de rocas no planificados le cuestan a la industria

billones de dólares por año, por lo que, en muchas de las actuales operaciones

complejas de perforación, completación y explotación, la falta de comprensión de la

geomecánica de un campo petrolero representa un riesgo costoso, esto aunado al

hecho, del tiempo perdido por problemas o situaciones que se presentan como:

inestabilidad del hoyo, pérdida de herramientas en el pozo, atascamiento o pega de

tuberías, arremetidas, pérdida de circulación, entre otros, lo que se traducen a mas

costos de perforación sumamente elevados y demoras en la producción, si son graves

estos problemas obligan a la operadora a perforar pozos de reentradas (side-track) o

abandonar el pozo perforado, por lo que la falta de compresión de las condiciones

geomecánicas puede resultar en terminaciones subóptimas y estimulaciones

infructuosas, por lo que el desarrollo o caracterización de un modelo geomecánico del

subsuelo consistente puede mitigar ese riesgo y brindar beneficios a lo largo de toda la

vida productiva del campo, así como permitir mejorar el desempeño de las operaciones

tanto en costo, tiempo y producción.

Para establecer estrategias oportunas a estos tipos de riesgos e inconvenientes en la

perforación, se han desarrollados metodologías a partir de la geomecánica que aportan

soluciones innovadoras brindando un soporte clave a los logros establecidos.

Por otra lado, la caracterización representativa de un yacimiento en cualquier

disciplina (geomecánica, sedimentología, petrofísica, entre otras) , requiere como base

esencial la disponibilidad y calidad de la data utilizada, la que en muchos casos es

insuficiente o de baja calidad, lo que conlleva a las empresas a buscar alternativas

como la utilización de herramientas que brinden información confiable y precisa que

permitan definir los parámetros básicos que unido a procesamientos a través de

softwares (programas) y metodologías descritas permitan la caracterización del

yacimiento con un bajo nivel de incertidumbre, además que conlleva a un resultado

económicamente mas positivo.

27

Por lo antes expuesto se propone realizar la Caracterización Geomecánica Dinámica-

Estática del yacimiento en estudio mediante la Aplicación de Tecnologías Modernas de

Perfilaje como lo representan los Registros Acústicos dipolares e Imágenes Acústicas,

permitiendo así definir mejores zonas para la perforación en nuevas localizaciones y

establecer estrategias que permitan disminuir la incertidumbre en los planes de

explotación.

Específicamente, se busca caracterizar geomecánicamente las formaciones

cretácicas de La Luna y el Grupo Cogollo en el Campo la Concepción mediante la

estimación de las propiedades mecánicas de la roca, donde la complejidad estructural y

heterogeneidad inherente al tipo de roca, como lo representan estos yacimientos de

carbonatos naturalmente fracturados exigen plantear técnicas y tecnologías selectivas

para el éxito en el desarrollo de la perforación.

1.3. Justificación y Delimitación de la Investigación.

La elaboración de un modelo geomecánico permite comprender el comportamiento

del material rocoso, así como el conocimiento de los diferentes grados de resistencia y

propiedades mecánicas estáticas-dinámicas elástica del mismo, que junto a técnicas y

tecnologías innovadoras como son los programas y herramientas apropiadas para el

caso planteado, proveerá la información necesaria para el planeamiento avanzado de

pozos en campos de exploración o desarrollo acelerando el conocimiento sobre el

yacimiento.

El presente trabajo de grado, tiene como fin definir las propiedades mecánicas de la

roca de las formaciones cretácicas del Campo la Concepción mediante la

implementación de tecnologías modernas de perfilaje para la caracterización

geomecánica, donde se caracteriza por ser una zona fracturada naturalmente y muy

compleja desde el punto de vista estructural, la cual la hace menos común y difícil de

entender que los yacimientos convencionales de arena y de carbonatos.

28

Los análisis derivados de un estudio geomecánico, conjuntamente con información

del área en estudio, es esencial para la optimización de proyectos durante las diferentes

etapas de las operaciones de perforación como:

Optimización de localizaciones y diseño de trayectorias de pozos.

Predicción de la presión de poros.

Selección de mechas y optimización de las ratas de perforación.

Predecir el comportamiento de yacimientos naturalmente fracturados.

Ayudar al completo desarrollo del planeamiento y optimización del campo.

Diseñar trabajos de fracturamiento hidráulicos de yacimientos.

1.4. Alcance de la Investigación.

Mediante la realización de este estudio se esperan definir las características

geomecánicas de los yacimientos de la Luna y Cretácicos del área en estudio partiendo

de la caracterización de las propiedades elásticas mecánicas de la rocas del mismo

mediante la implementación de tecnologías modernas de perfilaje, con la finalidad de

contar con un soporte mas que integrado a otros estudios (caracterización petrofísica,

sedimentológica, perforación, entre otros) presentes en el área permita generar a

futuro un plan de explotación - perforación óptimo y de carácter multidisciplinario

generando de esta manera una diversidad de oportunidades orientadas a maximizar la

producción, mediante la recomendación de distintas propuestas ya sean de reparación

y/o perforación.

1.5. Objetivo General.

Caracterizar Geomecánicamente Aplicando Tecnologías Modernas de Perfilaje los

Yacimientos Cretácicos, ubicados al occidente del Lago de Maracaibo, en el Occidente

de Venezuela, Campo La Concepción.

29

1.5.1. Objetivos Específicos.

Determinar los módulos elásticos dinámicos los cuales son:

a) Módulo de Young.

b) Relación de Poisson.

c) Módulo de corte o rigidez.

d) Módulo volumétrico.

e) Módulo de compresibilidad.

Estimar las propiedades mecánicas estáticas de la roca a través del programa

LMP.

a) Módulos de elasticidad: Corte, Young y Volumétrico.

b) Relación de Poisson.

c) Resistencia a la Compresión.

d) Angulo de Fricción.

e) Cohesión.

f) Coeficiente de Biot.

Determinar el Módulo de Young Estático a partir de las correlaciones establecidas

por Lacy.

Determinar el campo de esfuerzos, como lo representan:

a) Esfuerzo de sobrecarga.

b) Magnitud y dirección del esfuerzo horizontal máximo y mínimo.

c) Presión de Poro.

Determinar algunos parámetros geomecánicos de aplicabilidad, tales como:

a) Densidades Equivalentes: mínima, iniciación y propagación de fractura.

Generar correlaciones para la integración de los módulos geomecánicos

dinámicos vs estáticos.

30

1.6. Antecedentes de la Investigación.

A continuación se presentan algunos de los antecedentes mas resaltantes que sirven

como base para el desarrollo del presente estudio:

B.H. Corley y W. R. Klautt, Predicción de la Migración de Fracturas usando las

Propiedades Elásticas de las Formaciones. Atlas Wireline Services, Western Atlas

Internacional Inc., 15-18 Abril 2007, Houston, Texas, U.S.A, Argentina.

En el presente artículo de investigación se pueden observar las relaciones utilizadas

para determinar las propiedades elásticas-dinámicas de las rocas a partir de mediciones

de pozo. Se describe un modelo de migración de fracturas basado en estas propiedades

elásticas dinámicas. El modelo predice cuáles son las presiones necesarias para iniciar la

rotura de la formación y propagar una fractura vertical. Un perfil computarizado de

presiones diferenciales va indicando el aumento vertical de la fractura a medida que

aumenta la presión de tratamiento, después de la rotura de formación.

Las propiedades elástica dinámicas de las rocas y las características de la fracturación

de la formación, predichas por el modelo de migración de fracturas, dan la información

necesaria como para tomar decisiones realistas en cuanto al diseño del tratamiento de

fracturación.

Franklin Romero and Kenny Yu Woo, Petrobras Energía Venezuela S.A.;

William Meaño and Wilmer López, Prudencio Balseiro; Jorge Romero,

José Castillo, and Luz Mery Rodríguez, Petrobras Energía Venezuela

S.A.; and Nicolás Galíndez and Jacqueline Rodríguez, CMPC. (2007)

Aplicación Geomecánica para la Optimización de la Perforación en Campos

Marginales, Este de Venezuela. Conferencia presentada en: Latin American &

Caribbean Petroleum Engineering, 15-18 Abril 2007, Buenos Aires, Argentina.

31

Este estudio fue propuesto para mostrar que es posible reducir riesgos, tiempo y

costo en la perforación de pozos a través de la aplicación de geomecánica en campos

marginales, referidos a el Campo Oritupano- Leon, ubicado al este de Venezuela, el cual

tiene mas de 700 pozos perforados desde 1938, 29 de los cuales son pozos

horizontales. A pesar del éxito en la producción, 6 sobre 29 pozos, 25 %, presentaron

problemas debido a la inestabilidad que conduce a la pega de tubería, sidetracks y

tiempo perdido abajo.

Parámetros geomecánicos fueron calculados y analizados con programas

especializados considerando presión de poro, densidad del lodo, minifrac y registros

eléctricos, donde la dirección de los esfuerzos fue estudiada con la interpretación de

registros de imagen y la revisión de los esfuerzos regionales. Un diagrama de fricción

ajustado a al onda de los breakout fue aplicada, mientras que el esfuerzo vertical fue

calculado a través de la integración de registros de densidad. Los parámetros

mecánicos de la roca fueron producto de pruebas de RSD que incluyeron análisis de la

resistencia mecánica de la roca (UCS), determinación del ángulo interno de fricción, los

módulos de Young y relación de Poisson, calculado con el uso de redes neural.

Eventos de perforación fueron visualizados con el objetivo de definir el marco de

estabilidad del área para los diferentes parámetros operacionales basados en

parámetros geomecánicos previamente calculados. Con esta información un nuevo

diseño de pozo fue elaborado integrando la optimización en la trayectoria y parámetros

operacionales con el objetivo de disminuir los problemas de estabilidad. Valores de

inestabilidad mecánica diferentes fueron identificados en el estudio en tres zonas del

campo, y la ventana operacional segura para la perforación y los parámetros

operacionales fue identificada para cada una, garantizando la limpieza del hoyo.

La aplicación de los criterios y recomendaciones de los resultados de este estudio

tuvo un excepcional impacto en la perforación de pozos horizontales en el campo

Oritupano-Leona. En el 2005, un nuevo record fue establecido con la perforación del

ORM-174, el cual es el pozo horizontal más rápidamente perforado en la historia del

campo. Otros dos pozos fueron perforados en el 2006 con excelentes resultados.

32

García D., Joana C. (2004) Caracterización Geomecánica Dinámica mediante

Registros Acústicos dipolares de los Yacimientos A y E, Costa Afuera en el

Oriente de Venezuela. Trabajo de Grado. División de Postgrado. Facultad de

Ingeniería. Universidad del Zulia. Maracaibo, Venezuela.

Esta investigación realizada por García, tuvo como fin elaborar una descripción

geomecánica dinámica de los yacimientos en estudio utilizando registros acústicos

dipolares, permitiendo lograr un mejor entendimiento del comportamiento del material

rocoso y un conocimiento de los diferentes grados de resistencia y propiedades

mecánicas presentes en el reservorio A y E, con el objetivo de poder analizar cualquier

problema en la perforación, disminuir la incertidumbre en la estrategia de explotación

del área y definir de esta manera las mejores zonas para la perforación de nuevas

localizaciones para optimizar la explotación de ambos yacimientos.

Guevara Lucena, Carlos y Molero Ruiz, Aloha. (2006) Caracterización

Geomecánica de las arenas C del Yacimiento LAG-3047 de la U.E Lagomedio.

Trabajo Especial de Grado. Facultad de Ingeniería. Universidad del Zulia.

Maracaibo, Venezuela.

El objetivo principal de la investigación fue la caracterización geomecánica a través

de registros acústicos dipolares mediante la evaluación de diversos factores donde se

relacionen los esfuerzos con resistencia de la formación con eventos operacionales que

tienen gran influencia en cualquier problema de estabilidad de hoyo, arenamiento,

fracturamiento y perforaciones altamente inclinadas, para generar un plan de

explotación optimo.

El desarrollo de la investigación se basó fundamentalmente en la evaluación de

parámetros geomecánicos de las rocas y correlaciones, permitiendo establecer

ecuaciones matemáticas para estimar el modulo de Young y relación de Poisson

estática, establecer los módulos elásticos dinámicos, los esfuerzos horizontales máximos

y mínimos, la anisotropía de esfuerzo (σv > σH > σh), así mismo la dirección de los

33

esfuerzos horizontales máximos y mínimos, el drawdown crítico, el peso mínimo de lodo

permisible para las sub-unidades establecida a partir de la ventana operacional de lodo.

Kumar, J., Associated Regulatory Consultants, Inc.. (1976) El efecto de la

relación de Poisson sobre las Propiedades de las Roca. Conferencia y Exposición

Técnica Anual SPE, 3-6 Octubre 1976, New Orleans, Louisiana.

Aunque el cambio en el coeficiente de Poisson para los distintos tipos de rocas, en

general, es pequeño, a veces este cambio puede ser importante. Asumir un valor

constante de la relación de Poisson, en algunos casos, puede resultar en graves

errores. Desafortunadamente, la importancia de la relación de Poisson en la

comprensión de otras propiedades de la roca no es plenamente realizado y de muy

poco trabajo, ambos teórico y práctico, ha sido realizado sobre este tema. Este

documento presenta varias relaciones entre la relación de Poisson y otras propiedades

de las rocas tales como la presión de sobrecarga, propiedades de grano como presión

de sobrecarga, compresibilidad de la roca, modulo de Young, modulo de rigidez,

esfuerzo compresivo y tensional, porosidad, densidad, velocidades de ondas, modulo de

resiliencia, modulo de ruptura, fracturas, perforabilidad y dureza. Así, señala la

importancia de la relación de Poisson en el entendimiento de algunas preguntas en

mecánicas de rocas.

Lacy, Lewis L., BJ Services Company. (1997) Ensayos Mecánicos Dinámicos

de la Roca para el Diseño Optimizado de Fractura. Conferencia y Exposición

Técnica Anual SPE, 5-8 de Octubre, San Antonio, Texas.

Para optimizar el diseño de fractura, la información acerca de mecánica de rocas es

necesitada para múltiples locaciones en la formación y zonas adyacentes. En este

documento se examina una técnica de laboratorio que reduce el tiempo de ensayo y

costo en un 60% a 80%. La técnica ha sido exitosamente usada sobre una variedad de

onda de núcleo y sin embargo reduce requerimientos de núcleo-tamaño. Equipos de

34

pruebas ultrasónicos (dinámicas) y procedimientos son discutidos para estandarizar el

método para las aplicaciones en la industria petrolera y proveer información confiable

para el diseño de fracturas. Los principales datos proporcionados son el módulo de

Young y el coeficiente de Poisson. La Prueba dinámica se ha llevado a cabo en 600

núcleos de alrededor de 60 formaciones. Los datos son también comparados, con

información estática uniaxial y triaxial sobre las mismas muestras de núcleos para para

determinar los coeficientes de correlación entre los datos estáticos y dinámicos.

Los procedimientos y aparatos para realizar pruebas de ultrasonido han sido

exitosamente desarrolladas las cuales determinan la dinámica de modulo de Young de

núcleos débilmente consolidado, con modulo de Young de 60.000 psi, para calizas dura

con modulo de Young de 14 millones de psi. Varias ecuaciones son sin embargo

presentadas las cuales tienen aplicaciones a registros sónicos para la evaluación

mecánica apropiada de evaluación de formaciones. El mismo equipo se ha utilizado

para determinar el azimuth de la fractura a partir del núcleo orientado, con un

significativo ahorro de costos frente a otras técnicas. El documento examina la

importancia relativa de la información de mecánica de rocas sobre el diseño optimizado

de fracturas.

Morales, R.H., Marcinew, R.P., Schlumberger Dowell. (1993)

Fracturamiento de Formaciones de alta permeabilidad: Correlaciones de

Propiedades Mecánicas. Presentada en: Conferencia y Exposición Técnica Anual

SPE, 3-6 de Octubre 1993, Houston, Texas.

Experimentos de laboratorios mecánicos y geológicos fueron dirigidos a varias

muestras de núcleo con el objetivo de caracterizar el comportamiento material y

generar data para el diseño de tratamientos de fracturamiento hidráulico para

formaciones de alta permeabilidades. Fotomicrografías de secciones finas fueron usadas

para clasificar los espécimen acordando su constitución granular y componentes

petrográficos.

Los resultados de las evaluaciones de la dureza de fractura, permeabilidad,

porosidad, modulos de Young estáticos – dinámicos y la relación de Poisson fueron

35

presentados. Basado en análisis de regresión lineal, fueron derivadas correlaciones

relacionando modulos de Young de estático a dinámico. El error entre los valores

pronosticados y medidos fueron minimizados dividiendo las muestras en tres grupos de

porosidades.

N.A. García-Muñoz, IMP; D. García-Gavito, STDP/PEMEX; and R.

Ortega-Serrano, UONE/PEMEX. (2005) Evaluación de las Propiedades

Mecánicas de la roca a partir de registros geofísicos a través de García-García:

Modelo general para el cálculo de la compresibilidad total y de formación.

Conferencia presentada en: SPE Latin American and Caribbean Petroleum

Engineering, 20-23 Junio 2005, Rio de Janeiro, Brazil.

Este documento usa la teoría efectiva media para estimar la distribución

heterogénea, la matriz y la compresibilidad de la formación en el yacimiento, en función

de las propiedades elásticas de la roca, tales como, el modulo volumétrico (K) y de

corte (µ) vs. profundidad, mediante la data de campo disponible, como registros

geofísicos (densidad y sónico).

Los resultados a partir de (4) yacimientos naturalmente fracturados son mostrados y

de un yacimiento de arena contando con información de registros para la validación.

En la industria Mexicana, principalmente en la simulación de yacimientos, y en otras

áreas similares, el conocimiento en propiedades de la formación es esencial, como en

compresibilidad. Esto es común para usar promedios de tales propiedades o usar

correlaciones a partir de otros campos, data reportada en literatura, o en el mejor de

los casos las muestras son enviadas a el laboratorio para una evaluación de

compresibilidad, a pesar del esfuerzo teórico y experimental las herramientas son

necesitadas para determinar y predecir los valores representativos de compresibilidad.

Teniendo en consideración ambos, la litología predominante y la matriz de las

propiedades elásticas de la roca, el modelo GG (García-García) es usado, requiriendo

poca información y sin alguna inversión adicional para predecir la matriz y la

compresibilidad de la formación.

36

La industria petrolera cuenta con registros sónicos para predecir las propiedades

elásticas de la roca, lamentablemente estas herramientas son costosas, y solo en casos

muy especiales están disponibles en los campos mexicanos, por otra parte, se cuenta

para esto registros de densidad y sónicos.

Paz G., Luisa M. (2006) Metodología para la Generación de un Modelo

Geomecánico de Yacimientos. Trabajo de Grado. División de Postgrado. Facultad de

Ingeniería. Universidad del Zulia. Maracaibo, Venezuela.

El presente estudio presenta el desarrollo de una metodología que sirve de guía

en la generación de un modelo de caracterización geomecánica que permite

caracterizar y predecir el comportamiento de un yacimiento de hidrocarburo en función

de los parámetros geomecánicos y características de las rocas. Esta investigación se

enfoco en yacimientos de hidrocarburos pertenecientes a la edad geológica Mioceno,

Eoceno y Cretáceo, en el cual se emplean ejemplos prácticos que permiten ilustrar las

situaciones en las diferentes fases del desarrollo de un yacimiento.

Torres T., Pedro M. (2005) Modelo Computarizado para el Análisis

Geomecánico de la Estabilidad de Hoyo en pozos Horizontales o Altamente

inclinados. Trabajo Especial de Grado. Facultad de Ingeniería. Universidad del Zulia.

Maracaibo, Venezuela.

Esta investigación tuvo como finalidad desarrollar un programa en lenguaje Visual

Basic, “MAG PAL 2005”, facilitando de esta manera el estudio y análisis del campo de

esfuerzos inducido alrededor del pozo con el objetivo de determinar la estabilidad del

hoyo para distintos ángulos de inclinación y densidades de lodo, según los criterios de

Drucker-Prager y Morh-Coulomb. De esta manera permite obtener para distintos

ángulos de inclinación del pozo, la densidad mínima y máxima de colapso, y la densidad

de fractura. Tales valores permiten definir en conjunto el rango crítico de densidad del

lodo de perforación, fuera del cual el hoyo es mecánicamente inestable. A medida que

37

se incrementa el ángulo de inclinación del pozo, la ventana de lodo tiende a cerrarse,

ello hace que el estudio de estabilidad sea más crítico en el caso de pozos horizontales

o altamente inclinados. Del estudio se observo que el criterio Drucker-Prager arrojo

resultados tanto más conservadores que los de Morh-Coulomb y que los parámetros de

entrada que mayor impacto tienen sobre el análisis geomecánico son los esfuerzos

horizontales in situ, la resistencia a la cohesión y el ángulo de fricción interna.

1.7. Metodología a Utilizar.

El estudio se llevara a cabo, en el Campo la Concepción, en las formaciones

Cretácica La Luna y Grupo Cogollo. Para llevar a cabo los objetivos antes planteados se

seguirá la siguiente metodología:

Recopilación y validación de toda la data disponible de los pozos a estudio,

incluyendo: perfiles (gamma ray, resistividades, acústicos, densidad, imágenes),

análisis de núcleos, reportes y parámetros de perforación, marco geológico, base

de datos, entre otros. Posibles fuentes de información: papers, bibliografías,

trabajos anteriores respecto al área y al tema, entre otros. El desarrollo y la

confiabilidad del estudio de investigación dependerá fundamentalmente de la

información disponible, representando de manera general la base para el

desarrollo del estudio así como la limitante para el alcance de los objetivos. No

solo se trata de la recopilación de la data sino el validar la calidad de la

información disponible, para asegurar la confiabilidad y certidumbre de la misma

y de los resultados obtenidos al final del estudio.

Análisis de los datos disponibles.

Delimitación del área en estudio, así como la selección de la muestra (pozos) que

penetraron las formaciones a evaluar.

Determinación de las propiedades mecánicas elásticas estáticas de la roca a

través del procesamiento del programa LMP.

Determinación de las propiedades mecánicas elásticas dinámicas de la roca a

través de registros acústicos dipolares.

38

Determinación del campo de esfuerzos, mediante ecuaciones y consideraciones

teóricas, como la magnitud de los esfuerzos a que esta sometida la roca en el

subsuelo: horizontal máximo y mínimo, esfuerzos de sobrecarga y presión de

poros; así como la dirección de los esfuerzos horizontal máximo y mínimo a

través de registros de imágenes acústicas.

Determinación de ciertos parámetros de aplicabilidad geomecánica como la

estimación de densidades equivalentes: mínima, iniciación y propagación de

fractura.

Generación de correlaciones para la integración de los módulos geomecánicos


Integración y presentación de resultados.

Análisis, conclusiones y recomendaciones de la investigación.

1.8. Viabilidad de la Investigación.

La probable ejecución del presente trabajo de investigación dependerá del soporte

técnico-financiero de la empresa Baker Hughes, el cual esta comprendido por:

suministro de los registros necesarios de los pozos estudiados, información bibliográfica

referente al tema, antecedentes de la investigación, asesoramiento de expertos en el

área, disponibilidad de equipos y programas necesarios. Así como el soporte técnico por

parte de la empresa Petrowayuu como fuente de información necesaria acerca del área

en estudio para poder llevar a cabo el anteproyecto propuesto

1.9. Resultados esperados de la Investigación y Estrategias de Difusión o

Implementación.

Al generar la caracterización y análisis de las propiedades mecánicas elásticas

dinámicas-estáticas de la roca a partir de tecnologías modernas de perfilaje como los

registros acústicos dipolares e imágenes acústicas junto a programas que sirven de

soporte como lo representan el software LMP, se busca definir metodologías que

39

permitan mejorar y establecer una caracterización geomecánica del área en estudio,

con el fin de disminuir la incertidumbre del yacimiento y riesgos asociados a muchas

operaciones en campo, optimizando de esta manera la productividad del reservorio.

Una vez establecida la aplicación de esta metodología, podrá implementarse este

tipo de procedimientos en áreas de difícil caracterización geológica o de yacimientos

donde la data sea insuficiente o escasa.

1.10. Cronograma de Actividades.

El desarrollo del presente trabajo de investigación se llevará a cabo siguiendo el

cronograma mostrado a continuación:

Tabla 1. Cronograma de Actividades de la Investigación.

Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar A

B

C

D

E

F

G

H

I

J

K

L

A: Recopilación, validación y análisis de toda la data disponible de los pozos a estudio,

creación de la base de datos para el posterior procesamiento de cada pozo en estudio.

B: Elaboración del Anteproyecto de la Investigación y Presentación.

C: Determinación de las propiedades mecánicas elásticas estáticas de la roca a través del

procesamiento del software LMP, y el Módulo de Young estático por las ecuaciones establecidas

por Lacy.

D: Determinación de las propiedades mecánicas elásticas dinámicas de la roca a través de

registros acústicos dipolares.

40

E: Determinación del campo de esfuerzos: magnitud del esfuerzo horizontal máximo y

mínimo, esfuerzo vertical o presión de sobrecarga y presión de poros.

F: Determinación de la dirección de los esfuerzos horizontales mínimo y máximo mediante

registros de imágenes acústicas.

G: Determinación de ciertos parámetros de aplicabilidad geomecánica.

H: Generación de correlaciones para la integración de los módulos geomecánicos dinámicos

vs estáticos.

I: Integración, análisis y discusión de los resultados.

J: Elaboración del trabajo de grado.

K: Corrección del Borrador.

L: Presentación del trabajo de investigación.

CAPÍTULO II

DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA

2.1. Generalidades.

Los múltiples eventos tectónicos asociados a la formación de la Cuenca de

Maracaibo combinados con la fluctuación relativa del nivel del mar, dieron origen a una

gruesa columna de sedimentos, que sufrió luego varios ciclos de maduración y

migración dando lugar a la formación de numerosos yacimientos petrolíferos tales como

los presentes en el Área La Concepción. Actualmente se explotan dos reservorios en el

área: Cretácico y Eoceno. El estilo tectónico mayor del Área La Concepción corresponde

a una deformación dominante del tipo Wrench faulting con participación estructural del

Basamento.

El intervalo geológico perteneciente al presente estudio lo constituye los

yacimientos Cretácicos específicamente las formaciones La Luna y el Grupo Cogollo

(Maraca, Lisure y Apón) correspondiente al Campo la Concepción ubicado en el Margen

Occidental del Lago de Maracaibo (Figura 1).

En la Concepción se desarrollan tres Yacimientos Cretácicos, los que representan el

área de ubicación de los pozos de interés del presente trabajo y se nombran a

continuación:

Cretácico Norte, descubierto en el año 1948, por el pozo C-148.

Cretácico Sur, descubierto en el año 1951, por el pozo C-151.

Cretácico C0152 (Los Lanudos), este yacimiento probó petróleo en el año 2000,

con un trabajo de reactivación en el pozo C-152 y posteriormente corroborado

con la perforación y puesta en producción del pozo de avanzada C-306, C-308 y

C-311X.

42

Figura 1. Sección estructural Oeste - Este de la cuenca de Maracaibo. Modificado de Parnaud et al., 1995.

2.2. Ubicación y características del área.

La Concepción se encuentra ubicada en el margen Occidental del Lago de

Maracaibo. El Área comprende una superficie de 248 Km2, ubicándose en el noroeste de

la Cuenca del Lago de Maracaibo, en el Estado de Zulia. Dista 20 Km. al Oeste de la

ciudad de Maracaibo, limita con los campos petrolíferos de La Paz, Mara, Sibucara y

Boscán (Figura 2). Actualmente se explotan dos reservorios en el área: Cretácico y

Eoceno, siendo la primera la de objeto en estudio.

Figura 2. Ubicación del Área la Concepción.

La ConcepciónA A’

La Concepción

Área La Concepción

Área 248 Km2


Área 248 Km2


Área 248 Km2

43

El área la Concepción esta definida por trampas estructurales en una faja de

deformación. La interpretación revela pliegues y bloques levantados limitados por fallas

inversas que involucran el Basamento. (Figura 3).

Figura 3. Sección estructural esquemática del Campo La Concepción.

2.3. Estructuras a nivel del yacimiento Cretácico.

Las estructuras geológicas en La Concepción siguen las tendencias regionales

observadas en otros campos de la cuenca de Maracaibo. La fase de interpretación , en

base a sísmica 3D, comenzó con la delineación de las estructuras a nivel del Yacimiento

cretácico (Ferro et al 2001, Marchal et al 2002).

Permitiendo definir de esta manera para dicho intervalo el estilo estructural y las

características principales de los sistemas de fallas que controlan dicho yacimiento.

El estilo estructural, al nivel del Cretácico, está marcado principalmente por parejas

de fallas inversas con orientación NE-SO, evolucionando en pliegue hacia arriba cuando

la deformación se atenúa. Se observan también fallas inversas de menor extensión

(vertical y lateral) y fallas normales, en menos proporción. De éstas últimas, se nota

una dirección preferencial NO-SE.

44

El yacimiento Cretácico está dividido en tres yacimientos que corresponden a las 3

grandes estructuras Cretácico Sur, Cretácico Norte y Cretácico C0152, como se observa

en la figura a continuación. (Figura 4).

Figura 4. Las tres estructuras Cretácicas. Mapa estructural al Tope del Grupo Cogollo y

secciones sísmicas a lo largo de dichas estructuras.

2.3.1. Yacimientos Cretácicos: Estructuras Cretácico Sur y Cretácico Norte.

Las estructuras llamadas Cretácico Sur y Cretácico Norte son muy similares desde el

punto de vista estructural. La geometría de dichas estructuras define lo que es llamado

en la literatura como estructuras en flor positiva (“positive flower structure”). Cada una

está compuesta de 3 partes o sub-estructuras:

Un flanco (homoclinal) noroeste, buzando hacia el noroeste.

Un bloque levantado central (“pop-up”), más o menos horizontal buzando suavemen-

Cretácico Sur

Cretácico Norte

Cretácico C0152

Cretácico Sur

Cretácico Norte

Cretácico C0152

BC

D

A

E

45

te hacia el sureste.

Un flanco (homoclinal) sureste, buzando hacia el sureste.

En vista de planta (Figura 4), cada bloque levantado central está limitado por dos

fallas inversas mayores NE-SO (conectadas en el Basamento) y opuestas. Estas fallas,

que muestran hasta 2000 pies de salto, se curvan hacia la otra para conectarse sobre la

falla opuesta. Esta geometría induce que las fallas principales envuelvan el ”pop-up”

central, en parte para la estructura Cretácico Sur y, totalmente, para la estructura

Crétacico Norte. Cada parte (o sub-estructura) está afectada por fallas secundarias

(inversas y normales). Las estructuras Cretácico Sur y Cretácico Norte están separadas

por una zona baja (depresión).

La integración de los datos sísmicos con información del núcleo y registros de

imagen permiten interpretar el origen de estas estructuras como generadas por

esfuerzos propios de un régimen traspresivo (Marchal et al, 2002).

Por otra parte cabe destacar que la estructura del yacimiento cretácico norte

circunscrita en Agosto del 2001 al área de bloques fallados levantados, que se extiende

desde el pozo C-153 en el sur hacia el norte del pozo C-305, la estructura se muestra

en la Zona Este (figura 5), considerando los datos disponibles, se ha concluido que se

conecta estructuralmente con el pliegue fallado del pozo C-315X (sección Zona Oeste,

figura 5) y por el nivel de fluido y estilo estructural posiblemente con la estructura del

pozo C-312X (sección Zona C-312, figura 5). Estas tres ultimas zonas también se

consideran objeto en estudios ya que representan yacimientos del cretácico, fin de la

investigación.

2.3.2. Yacimiento Cretácico C0152: Estructura Cretácico Los Lanudos

La estructura llamada Cretácico Los Lanudos o C0152 (Figura 4), esta limitada al

sureste por una falla inversa principal, al suroeste y noroeste por fallas inversas

menores y, al Oeste, por una zona compleja de interacción entre un sistema de fallas

transcurrentes y un sistema de fallas inversas, La parte media de la estructura está

afectada por el sistema de fallas trascurrentes orientadas norte-sur. La interacción de

46

estos sistemas de fallas define un bloque estructural compresional, poco levantado pero

extenso arealmente, de tipo homoclinal, buzando suavemente hacia el nor-noroeste.

La falla inversa principal que limita la estructura, presenta un salto menor

(aproximadamente 1000 pies) que las del Cretácico Sur y del Cretácico Norte. La

estructura Cretácico Los Lanudos esta afectada principalmente por fallas secundarias de

tipo normal.

La estructura Cretácico C0152 presenta menor relieve que las otras estructuras

Cretácico Norte y Sur. Así mismo la geometría del bloque y la naturaleza de algunas de

sus fallas muestran diferencias respecto a estas otras dos estructuras.

La presente estructura está limitada en el sureste por una falla inversa de 1000 pies

de salto orientada NE-SO, en el suroeste por una falla inversa de 300 pies

aproximadamente orientada NO-SE, en el noroeste por una falla inversa de 600 pies

aproximadamente orientada NE-SO y en el noroeste como se menciono anteriormente

por un homoclinal buzando suavemente hacia el norte. Internamente, presenta el

bloque fundamentalmente fallas normales de saltos que oscilan entre 150 y 300 pies

orientadas NNO-SSE y NO-SE. En la parte este-central el bloque presenta un sistema de

fallas inversas orientadas Norte-Sur que hacia el norte se evidencian transcurrentes

(figura 5). La diferencia marcada de los estilos estructurales del área C0152 con

respecto a la del cretácico norte (considerando lo que se somete a extensión) ha

sugerido que esta acumulación es diferente al resto.

La principal diferencia entre el cretácico sur y norte (incluye el área de extensión)

con respecto al cretácico C0152 es que las dos primeras estructuras son las expresiones

de la reactivación de fallas del basamento mientras que las fallas de la del cretácico

C0152 fueron generadas durante el evento traspresivo principal. Por los que las

estructura reactivadas del cretácico norte y sur junto con los campos vecinos (Mara y

la Paz) posiblemente presentan mas relieve estructural que las estructuras neoformadas

como cretácico C0152, la cual no solo posee menos relieve sino que también es mas

ancha.

47

2.3.3. Estructura perforada por el pozo C-315X.

Está constituida por un pliegue fallado, representa una prolongación hacia el

suroeste de la estructura del yacimiento cretácico Norte (figura 5). El eje del pliegue es

Este-Oeste y esta limitado en su lado sur por una falla inversa que tiene un salto

aproximado de 1000 pies orientada Este-Oeste en la parte central del pliegue

curvándose hacia el norte en ambos lados de dicho pliegue. En general existen fallas

secundarias inversas orientadas Este-Oeste en el flanco, hacia el lado noroeste del

pliegue. La falla mayor inversa se prolonga hacia el ENE, disminuyendo salto y

apareciendo fragmentada en dirección a la estructura desarrollada del yacimiento

cretácico norte, apareciendo el tope del Grupo Cogollo mas deprimido en esta zona. En

la zona de contacto entre las dos estructuras se encuentra una falla de transferencia

NO-SE que conecta la zona de la falla desde la estructura perforada por el pozo C-315X

con las fallas inversas principales que limitan el yacimiento cretácico norte.

2.3.4. Estructura perforada por el pozo C-312X.

Representa un pliegue domal, el cual se encuentra limitado por una falla inversa de

600 pies de salto aproximadamente orientada este-oeste en la parte central del pliegue

y, como el pliegue de la estructura del pozo C-315X, se curva ligeramente hacia el norte

en ambos lados de dicho pliegue (figura 5). En la estructura existe una falla normal

secundaria en la parte central y algunas hacia el flanco norte del pliegue. El estilo

estructural de este pliegue fallado es parecido al de la estructura C-315X, por lo que se

ha inferido que ambas estructuras comparten el mismo origen estructural.

48

Figura 5. Mapa del tope de la Fm Maraca, en la que se ilustran líneas de sección

correspondientes a las tres estructuras que comprenden en general el área del

Yacimiento Cretácico Norte.

2.4. Estratigrafía.

La columna estratigráfica presente en el área comprende el basamento granítico

Permo-Triásico y el relleno sedimentario originado desde el Cretácico hasta el Mioceno

(figura 6).

Se describe la sección estratigráfica del área la concepción como sigue:

Sección Zona Oeste

Sección Zona Este

Sección Zona C-312

Sección Zona Oeste

Sección Zona Este

Sección Zona C-312

49

Basamento.

Esta representado por granitos y esquistoa de edad Permo-Triásico el cual actúa

como pre-relieve para los depositos Cretácicos iniciales.

Formación Río Negro.

Corresponde a la sección basal del Cretácico en el área. Tiene un espesor de 15-

30 pies que consiste de sedimentos gruesos cuarzo- feldespáticos depositados

sobre la plataforma de la cuenca. A la fecha no ha presentado manifestaciones

de hidrocarburos en el Área La Concepción.

Formación del Grupo Cogollo.

Constituidos por las formaciones Apón, Lisure y Maraca, representados por un

importante espesor de calizas bioclásticas laminadas con baja porosidad de matriz pero

alta porosidad secundaria generada por fracturas.

La base del Grupo está constituida por la Formación Apón, donde se encuerntra el

contacto basal concordante sobre la Formación Río Negro.

Las formaciones litológicamente se caracterizan como describe a continuación:

Apón por presentar una potente secuencia de calizas macizas, criptocristalinas,

nodulares y margosas localmente dolomitizadas y mayormente lutítica en la base.

La Formación Lisure presenta litología parecida a la de la Formacion Apón, excepto

que presenta menos dolomitización y se incrementa en algo el contenido de lutitas

calcáreas intercaladas así como también el contenido de glauconita.

La Formación Maraca se presenta con niveles masivos de caliza bioclástica en forma

tabular.

El Grupo Cogollo representa el nivel productor de hidrocarburos a nivel del Cretáceo en el

área la Concepción.

Formación La Luna.

Representa el evento de máxima inundación, caracterizándose por el aumento

importante de material arcilloso y alto contenido de materia orgánica, reconocida

como la roca generadora de los hidrocarburos de la cuenca, La Luna se deposita

50

en forma concordante. Esta Formación es también productora en algunos

campos de la Cuenca del Lago de Maracaibo.

Formación Colón- Mito Juan- Miembro Socuy.

Por sobre la Formación La Luna y culminando la sección Cretácica se desarrolla

la Formación Colón/Mito Juan. Presenta en su base al Miembro Socuy,

constituido por una delgada sección de carbonatos marinos grises. El resto de la

Formación está compuesto de lutita gris oscura masiva con capas finas

subordinadas de areniscas calcáreas, estos sedimentos representan el llenado de

la cuenca y actúan como sello para las trampas estructurales Cretácicas.

Formación Guasare (Paleoceno).

En forma discordante se inicia la deposición del Terciario, primero desarrolla

cuerpos de calizas glauconíticas, areniscas calcáreas y arcilitas calcáreas de la

Formación Guasare. Su edad es Paleoceno y hasta la fecha no han sido

evaluadas con hidrocarburo comercial en el Área La Concepción. Es de resaltar

que este intervalo ha probado producción comercial en otros campos.

Formación Misoa (Eoceno).

Cerca del tope de la columna se halla la Formación Misoa, de edad Eoceno, con

un desarrollo sedimentario en la cuenca de 6900 pies aproximadamente. Se

subdivide informalmente en cuatro miembros, de base a tope se denominan

Areniscas Inferiores, Punta Gorda, Ramillete y Areniscas Superiores.

Litológicamente se componen de arenas finas a gruesas, moderadamente a bien

seleccionadas y poco consolidadas, con intercalaciones de limolitas - arcilitas,

originadas en un ambiente fluvio deltáico con influencia de mareas.

Los aportes de sedimentos para el desarrollo de la Formación Misoa se

obtuvieron principalmente de las áreas emergidas ubicadas en el oeste y en el

norte de la cuenca.

El predominio de las facies arenosas está relacionado con canales principales,

afluentes, barras de boca de desembocadura y barras litorales, que migraron con

51

las fluctuaciones del nivel relativo del mar y que finalmente, constituyen los

principales yacimientos del Terciario.

Mioceno-Plioceno.

Por sobre la Formación Misoa, y en forma discordante, se tienen los depósitos

clásticos del Mioceno/Plioceno, que en el área se presentan mayormente

erosionados.

Figura 6. Columna estratigráfica del Área La Concepción.

2.5. Relación entre fallas, fracturamiento e intervalos productivos.

Del análisis integrado de los datos de sísmica, de registros de imagen, de producción y de

pruebas de presión, se caracterizó el fallamiento, el fracturamiento del reservorio, los

intervalos productivos y las relaciones entre ellos (Figura 7):

Los intervalos productivos de hidrocarburos están en relación estrecha con las fallas.

130002500

COL.ESTRAT. PERFIL TIPO COLUMNA LITOLOGICA PET ROCA

MADRE

Areniscasintercaladas con

Lutitas

Areniscasintercaladas conLutitas

Limoarcilitasintercaladas con

Areniscas

Lutitas /Limoarcilitas

Calcilutitas /Calizas

Calizas,calizas dolomíticas .

Fisuradas

F. M

ISO

A

EDAD

EO

CEN

OSU

PER

IOR

PERFIL TIPO

F.G

UA

SAR

E

PALEOCENO

PTA

.G

OR

DA

RAMILLETE

AR

EN

ISC

AS

SUP.

AR

EN

ISC

AS

INF.

F. C

OL

ON

/M

ITO

JU

AN

Gr.

CO

GO

LL

O LISURE

LA LUNA

INFE

RIO

R

CR

ETÁ

CIC

OT

ERC

IAR

IO

900

1400

3700

Espesorpromedio

(pies)

Calizas ( Mudstone yGrainstone ) Areniscas

Areniscas/ Arcilitasintercaladas

Conglomerados

Basamento

R.Negro

Pm - Tr Gneis - Esquistos

1900

35090SOCUY

MARACA

APON

1100

50

????

YacimientosEocenos

YacimientosCretácicos

52

Las fallas “productivas” pueden ser tanto normales como inversas.

Las fracturas que producen están generalmente relacionadas a una falla.

Para producir, las fracturas deben estar abiertas (o semi-abiertas) y estar conectadas

entre ellas.

El estudio de la relación entre la orientación de las fracturas y la dirección de los esfuerzos

actuales reveló que:

La dirección promedio de las fracturas (semi-) abiertas es NO-SE.

La dirección promedio del σHmax actual es NO-SE, probablemente debido a un

ambiente tectónico extensivo en esta parte de la cuenca.

La dirección de las fracturas (semi-)abiertas está principalmente relacionada a la

dirección del σHmax actual.

Es de resaltar que para los yacimientos cretácicos norte y sur, las observaciones

efectuadas en el núcleo del pozo C-276, muestran varias direcciones de fracturas

predominando las de rumbo NO-SE y NE-SO, con ángulos de buzamiento que varían entre 65

y 80, estrías indican que movimientos transcurrentes están presentes en varias de estas

fracturas. Registros de imagen tomados a 14 pozos muestran una predominancia de fracturas

abiertas y semiabiertas orientadas NO-SE y en menor frecuencia de fracturas con rumbo NNE-

SSO con buzamientos similares a los encontrados en el núcleo del pozo C-276.

Figura 7. Relaciones entre zonas de falla y intervalos productivos. (a) Imagen sísmica compuesta, (b) Registro de imagen acústica, y (c) Registros de producción (PLT).

IntervaloProductivo

Hidrocarburo

TopeSocuy

a)

b)

c)

TopeSocuy

Zonade

falla IntervaloProductivo

Hidrocarburo

TopeSocuy

a)

b)

c)

TopeSocuy

Zonade

falla

53

2.6. Secuencia Téctonica.

Los diversos indicios que existen que afectan al Cretácico sugieren que la

deformación predominante fue causada por téctonica de estilo traspresivo (de “Wrench

faulting” hasta “Strike slip faulting” pasando por “en echelon faulted fold”). Entre estos

indicios se presentan las observaciones directa del núcleo presente en el área (pozo C-

276), el cual evidencia movimientos trascurrentes en algunas fracturas, y la geometría

de la red de fallas inversas principales, las que presentan curvaturas indicando “

restraining bends” y zonas de “relay” (Figura 8). Se ha determinado que en la secuencia

que afecto a esta parte de la cuenca (posterior de la primera fase de deformación) se

sobrepuso una fase distensiva expresada por fallas normales regularmente distribuidas

en toda el área.

Figura 8. Secuencia tectónica postulada.

Fallas de rumbo (Transcurrentes)

Fallas normales

TIEMPO

Fallas tipo “wrench”y Pliegues fallados

1. TECTÓNICATRANSPRESIVA

2. TECTÓNICAEXTENSIVA

3. TECTÓNICA TRANSCURRENTE

54

2.7. Modelo Sedimentológico.

A partir de la integración de datos del núcleo y secciones delgadas de muestras de

ripios de perforación se han determinado la litología, diagénesis y ambientes

deposicionales del Cretácico.

Sistema deposicional: de manera general para el Grupo Cogollo se puede definir de

plataforma carbonática, interna a media para el ciclo inferior, gradando a plataforma

media para el ciclo superior, que a su vez pasa abruptamente a un ambiente de cuenca

profunda representada por la Formación la Luna (figura 9 y 10).

Diagénesis: se observa temprana a tardía, de los que destacan el llenado tardío de

algunas fracturas por calcita, algunos cementos meteóricos y freáticos que ocluyen los

escasos poros existentes, y una disolución no selectiva de matriz y granos.

Resultados de los análisis a partir de determinaciones bio-cronoestratigráficas

efectuadas en algunos de los side-tracks de pozos en el área tales como C-162, C-151 y

C-230, junto a estudios del núcleo del pozo C-276, señalan que el intervalo del Grupo

Cogollo puede ser dividido en dos ciclos separados por hiatos de 3 millones de años, el

cual esta ubicado en el tope de la Formación Apón.

Figura 9. Campo La Concepción, ubicado en una posición fluctuante dentro

de la plataforma carbonática para el Grupo Cogollo en un modelo

deposicional de sistema húmedo carbonático- siliciclástico de plataforma

bordeada. Adaptado de Handford y Loucks, 1993.

La Concepción

SILICICLÁSTICOS

PLATAFORMA CARBONÁTICA

EJE DE CALIZAS TIPO BOUNDSTONE - GRAINSTONES EJE DE CALIZAS TIPO PACKSTONES - GRAINSTONES

TALUD – CARBONATOS BASALES

CARBONATOS RICOS EN MUDSTONES ORGÁNICOS

55

Figura 10. Modelo deposicional del Grupo Cogollo en el Campo La Concepción.

a) Ciclo Superior, y b) Ciclo Inferior.

En la figura 10 se observan el ciclo inferior de edad Aptiana y el ciclo superior

definido como Albiano Tardío. El ciclo superior está separado de la suprayacente

Formación la Luna de edad Santoniana, por una discordanciaque comprende un hiatos

de 18 millones de años.

2.8. Litofacies.

2.8.1. Litofacies del Grupo Cogollo.

Litofacies del Grupo Cogollo , en base al estudio del núcleo del pozo C-276 (Ferro et

al, 2003).

(a)

(b)

56

Formación Apón.

Está constituida por dos intervalos principales: un intervalo carbonático en su parte

inferior y media, y en la parte superior representado por un intervalo dominante lutítico.

Intervalo carbonático inferior-medio: corresponde regionalmente al Mb. Tibú.

Está dominado por litofacies calcáreas predominantemente lodosas (tipo wackestone),

de color gris claro, intercaladas con calizas arcillosas y escasas intercalaciones delgadas

de lutitas gris oscuro. La calizas arcillosas aparecen frecuentemente nodulares y con

laminas arcillosas deformadas (Figura 11). Se observan también intervalos discretos de

dolomita compactada (de 4’’ a 1’ de espesor).

El aspecto nodular de estas calizas es el producto de una bioturbación intensa y de

efectos de compactación, dentro de un sedimento lodoso. Este tipo de caliza no

presenta ninguna calidad de reservorio, y es localmente parcialmente dolomitizado. La

textura principal es de tipo wackestone, a pesar de que aparecen localmente unas

mudstones y escasos packstones.

Figura 11. Caliza Arcillosa del intervalo inferior- medio de la Formación Apón,

fotografía del núcleo del pozo C-276.

Los intervalos observados en la figura 12, corresponden a eventos de tormenta y

tienen presencia regional. El intervalo carbonático inferior-medio esta organizado en

57

varias secuencias apiladas de orden métrico, con poca variación en el tamaño de las

partículas esqueletales. El contacto entre secuencias es en general ligeramente

deformado a transicional, y puede también estar marcado por la presencia de estilolitas.

Sin embargo, aparecen hacia el tope de este intervalo dos calizas bioclásticas con una

más alta concentración de conchas de bivalvos.

Aparecen trazas de disolución intraparticular, adicionalmente, las estructuras más

comunes son estilolitas de baja amplitud y anastomosadas (figura 13), y las

microfisuras, especialmente concentradas en los niveles más lodosos (figura 14).

Figuras 12, 13 y 14. Muestras del núcleo C-276, correspondiente a diferentes

profundidas del intervalo carbonático inferior – medio.

Intervalo lutítico superior: compuesto principalmente de lutitas, con un nivel

más calcáreo en su parte central y en su tope. Corresponde regionalmente al Mb.

Machiques. Las principales litofacies consisten en lutitas gris oscuro, orgánicas,

ligeramente calcáreas en su parte inferior, con laminaciones finas marcadas por un

material calcáreo. En su parte superior, las lutitas se encuentran parcialmente

dolomitizados. Los intervalos calcáreos intercalados corresponden a wackestones y

packstones bioclásticos, arcillosos, formando capas grises ligeramente nodulares.

58

Formación Lisure.

Se encuentra constituida por dos intervalos principales de dominancia calcárea y de

diferente importancia: un intervalo calcáreo inferior y un intervalo calcáreo superior.

Intervalo calcáreo inferior: conformado principalmente por calizas gris claro,

compactas, con una variedad de lito y biofacies, así como varios tipos de secuencias. Se

presentan localmente intervalos discretos de dolomita, con un intervalo masivo en la

base, reconocido regionalmente (figura 15).

Este intervalo se encuentra localmente fracturado. Esta desarrollado en la mayoría

de los campos de la parte occidental de la Cuenca de Maracaibo, y es un nivel

productor en algunos de ellos.

Se presentan todo un conjunto de lito y biofacies, visibles a la escala de la sección

fina, y que se organizan en secuencias de tipo granodecrecientes y granocrecientes. Las

principales litofacies que han sido observadas son: mudstone, wackestone, wack-

packstone, boundstone de algas rojas y packstone.

Estas litofacies se organizan en ciclos deposicionales de pequeña escala, con

contactos abruptos erosivos. El tipo de organización predominante en el presente

intervalo consiste de una alternancia de calizas bioclásticas de alta energía (pack-

grainstones) con calizas lodosas bioclásticas.

Figura 15. Intervalo calcáreo inferior de la Fm. Lisure, fotografía del núcleo del pozo

C-276.

59

Intervalo calcáreo superior: se distingue del intervalo inferior por su contenido

más alto de litoclastos y la presencia de glaucomita en la forma de gránulos. La base de

este intervalo esta marcada por la presencia de caliza conchífera intercaladas con

niveles muy delgados de lutitas negras. El contacto basal entre este intervalo y el

calcáreo inferior es marcado por una fuerte superficie erosiva (figura 16).

Las principales litofacies corresponden a: wackestones dolomíticos, wackestones,

grainstones litoclásticos y glauconíticos.

Figura 16. Contacto erosivo entre intervalos calcáreos inferior y superior de la Fm.

Lisure, fotografía del núcleo del pozo C-276.

Formación Maraca.

Las principales litofacies encontradas en la parte inferir de este intervalo son:

- Lutitas limolíticas.

- Packstone a grainstone de litoclastos con contenidos de glaucomita.

- Packstone bioclásticos de oolitas.

- Wackestone dolomitico.

En la parte superior, las facies más comunes corresponden también a las facies

granulares con litoclastos. Sim embargo, las facies principales son:

- Lutita calcárea.

- Wackestone a packstone de rodolitos.

- Caliza arenosa.

60

- Wackestone.

- Packstone a rudstone.

Estas litofacies se organizan generalmente em secuencias granodecrecientes, con

los niveles detríticos hacia la base (lutitas, calizas arenosas) pasando verticalmente a

calizas granulares. El desarrollo de ciclos de calizas tipo rudstone a floatstone de

bivalvos al tope de la Fm. Maraca es de carácter regional.

2.8.2. Relación entre litofacies y fracturas.

Del estudio realizado en el núcleo del pozo C-276 se desprende una relación directa

entre el espesor de las facies granulares y el número de fracturas abiertas y

semiabiertas (figura 17). Las fracturas son mayormente verticales y subverticales y

alcanzan su máximo número en grainstones, decreciendo en facies micríticas (Ferro et

al, 2003).

Figura 17. Relación entre litofacies y fracturas. Según datos del pozo C-276 el número

de fracturas abiertas y semiabiertas es mayor en facies granulares que en facies

micríticas.

61

De todas las unidades, la que presenta mayor número de fracturas es el Miembro

Piché, que posee el mayor espesor de facies granulares, representado por grainstones y

packstones (figura 18). La proporción de espesor de facies granulares respecto a facies

micríticas es aproximadamente similar para el Miembro Piché y la Formación Maraca.

Figura 18. Distribución de litofacies en el Grupo Cogollo. El mayor espesor de facies

granulares lo exhibe el Miembro Piché.

Comparando el espesor en pies de las tres litofacies principales: grainstone,

packstone y wackestone, el mudstone prácticamente no presentó fracturas, por el

contrario, grainstone posee el mayor número de fracturas no cerradas por pié, menor

en packstone y mínimo en wackestone (figura 19). Si a esto se considera que el

mudstone no tiene fracturas no cerradas se puede inferir que en el pozo C-276 existe

una relación directa entre facies granulares y fracturas no cerradas.

Figura 19. Distribución de litofacies en el pozo C-276. Proporción de fracturas no

cerradas/pie: Wackestone: 0.057, Packstone: 0.084, Grainstone: 0.138.

0

2 0

1 0

F r a c t u r a s n o c e r r a d a s ( s e m i a b i e r t a s , a b i e r t a s , c e r r a d a s + s e m i a b i e r t a s , s e m i a b i e r t a s + a b i e r t a s )

1 3

2 1 2 0

W a c k e s t o n e P a c k s t o n e G r a i n s t o n e

0

2 0 0

1 0 0

E s p e s o r e n p i e s

2 2 5

2 5 0

1 4 4


3 0 0

0

2 0

1 0

F r a c t u r a s n o c e r r a d a s S e m i a b i e r t a s , a b i e r t a s ,

C e r r a d a s + s e m i a b i e r t a s , s e m i a b i e r t a s + a b i e r t a s

1 3

2 1 2 0


0

2 0 0

1 0 0

E s p e s o r e n p i e s

2 2 5

2 5 0

1 4 4


3 0 0

62

2.9. Litologías.

A partir de correlación es litológicas tal como la de los pozos C-315X y C-312X

muestra una sección litológica similar a la encontrada en los pozos del

yacimiento Cretácico Norte. Demostrada por la correlación litológica basada en la

descripción de muestras tomados durante la perforación (figura 20). Por otro

lado, los valores petrofísicos de registros eléctricos confirman la continuidad

litológica lateral pues estos indican gran similitud en términos de limpieza y

porosidad, exceptuando el pozo C-312X que a pesar de que se observa limpio

mostró baja porosidad, la que es atribuible a la ausencia de intersección del pozo

con la falla principal, y por tanto a sus fracturas asociadas.

Se señala a continuación de manera general la descripción de las muestras de

perforación de las unidades litoestratigráficas presentes en estos pozos:

Formación Maraca: Caliza gris clara, oscuro a beige, en bloques y en parte en

lajas, quebradiza, moderadamente dura, microfisurada, en parte oolítica, con

accesorios de glauconita, pirita y pellets.

Formación Lisure: Caliza beige a gris claro y oscuro, en bloques, dura,

ocasionalmente microfisurada, en parte oolítica, con accesorios de glauconita,

pirita, pellets y microfósiles.

Formación Apón: Caliza gris clara a beige, en bloques, en parte textura granular,

moderadamente dura a dura, ocasionalmente oolítica, glauconítica y con pellets.

63

Figura 20. Correlación Litológica del Grupo Cogollo en los pozos C-312X, C-315X con pozos de la estructura del Cretácico

Norte. Datos extraídos de las descripciones de muestras durante la perforación de los pozos. Se muestra continuidad general

lateral de las características litológicas de todas las formaciones del grupo Cogollo.

CAPÍTULO III

MARCO TEÓRICO

Actualmente, la actividad de perforación de pozos se hace cada vez más

desafiante tanto técnica como económicamente, por ello, es de suma

importancia para la industria implementar metodologías para seleccionar de

forma correcta las trayectorias de perforación, dirección de pozo, tipo y peso del

fluido, entre otros, y de esta manera poder resolver y manejar los problemas que

se presenten en la perforación de manera de optimizar el desarrollo del Campo

en estudio desde la exploración hasta el abandono.

La Geomecánica representa una ciencia y conocimiento acerca del

comportamiento mecánico del yacimiento y condiciones presentes en las

formaciones originadas por el estado de esfuerzos in situ presentes en el

subsuelo, constituye una clave esencial durantes las diferentes fases de las

operaciones petroleras. Por lo que permite considerar su análisis y conocimiento

como de gran importancia y aplicabilidad en la industria para establecer

soluciones innovadoras que apoyen los retos existentes, reducir el riesgo y costo,

disminuir el tiempo no productivo (originados por condiciones inherentes a la

geomecánica tales como: pega de tubería, perdida de circulación, arremetidas,

inestabilidad de hoyo, entre otros), aumentar la producción, disminuir la

incertidumbre presentes en el yacimiento; con el fin de tomar decisiones

acertadas y oportunas, como generar planes y estrategias de explotación.

El presente capítulo describe las bases teóricas básicas y fundamentales

acerca de la geomecánica, así como aspectos y aplicaciones relacionados a la

misma.

65

3.1. FUNDAMENTOS DE LA GEOMECÁNICA.

3.1.1. Definición.

La geomecánica se define como la disciplina que estudia las características

mecánicas de los materiales geológicos que conforman las rocas y suelos de las

formaciones. Esta disciplina está basada en los conceptos y teorías de mecánica

de rocas y mecánica de suelos, que relacionan el comportamiento de la

formación bajo los cambios de esfuerzo producto de las operaciones petroleras

de perforación, completación y producción de pozos (Vásquez, 1991).

Terzaghi (1943) definió la mecánica de suelos como la aplicación de las leyes

de la mecánica y la hidráulica a los problemas de ingeniería que tratan con

sedimentos y otras acumulaciones no consolidadas de partículas sólidas,

producidas por la desintegración mecánica o la descomposición química de las

rocas, independientemente de que tengan o no materia orgánica.

3.1.2. 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:

Son esencialmente diferentes en cada localidad y por lo tanto cada caso

tiene que ser tratado de una manera particular. No existe un material

geológico de propiedades constantes para una zona.

El comportamiento de los materiales geológicos depende de presión,

tiempo y condiciones ambientales, y por lo tanto estos factores deben ser

determinados para evaluar su comportamiento.

Los materiales geológicos tienen memoria, en el sentido que su historia

66

pasada afecta su comportamiento futuro.

En la mayoría de los casos la masa de material geológico por investigar

representa una gran extensión areal a diferentes profundidades. Por lo

tanto, sólo puede ser evaluada sobre la base de pequeñas muestras

obtenidas en localidades puntuales.

Debido a las grandes profundidades, resulta difícil y costoso obtener

información de las características de la roca.

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 de él

comportamiento en el sitio.

Los materiales geológicos no poseen una relación esfuerzo-deformación

única y lineal. Un mismo material presentará diferencias a diferentes

presiones confinantes.

A continuación se muestra algunos aspectos o características de los

materiales geológicos de la cual depende la Mecánica de Rocas en cualquier

área:

Tabla 2. Características de los materiales geológicos fundamentales para

estudios geomecánicos.

Estratigrafía Secuencia de las rocas o estratos de rocas (arenas, lutitas, etc.).

Historia de la

cuenca Sedimentaria

Tipo de Cuenca, profundidad, erosión, edad, Tmax. Burial (enterramiento) y erosión. Sucesos compresionales y extensionales. Naturaleza e intensidad de la actividad tectónica. Aspectos volcánicos (depósitos de cenizas, efectos térmicos) Formación de Petróleo & Gas (Temperatura, presión)

Litoestratigrafía

Secuencia de los estratos, espesor, geometría. Propiedades mecánicas de las rocas Leyes y propiedades de transporte de las rocas.

Térmicas (ley de Fourier), flujo (ley de Darcy), difusión de concentración (ley de Fick) y corriente (ley de Ohm)

Propiedades sísmicas.

Tipos de Roca, estratos,

porosidad φ

Arenas Calizas (dolomitas, arrecifes, “creta”…) Lutitas: Expansibles y geoquímicamente sensibles Carbón y lutitas carbonaticas.

67

Rocas volcánicas (Basalto, ceniza) Otros: Diatomitas, rocas ígneas como el granito, Haluros y anhidritas

Geología Estructural

Tectónica e historia de esfuerzos Fallas, tipos de fallas, (normal, corrimiento y transcurrente) Plegamiento e inclinación de los estratos Anticlinales y sinclinales, láminas sobrecorridas. Inclinación de la Cuenca Regional y subsidencia. Episodios de Deformación, fallamiento, plegamiento.

Mineralogía Cuarzo (SiO2), feldespatos, Calcitas (CaCO3), arcillas, carbón. Esmectita, ilita, caolinita, carbonatos, sal.

Diagénesis (compactación y

cementación)

Diagénesis química. Disolución del contacto de grano. Alteración de minerales. (Ej. Esmectita → Ilita + SiO2). Cementación en el contacto grano-grano (Ej. CaCO3). Solución de presión masiva (calizas). Fuerza de roca & Rigidez, cohesión. Diagénesis mecánica (compactación) Burial → σ↑′ → φ↓ → fuerza↑ y

rigidez↑.

Para una mejor comprensión acerca de los estudios y análisis realizados en el

presente trabajo es necesario definir algunos de los aspectos geológicos más

críticos considerados en la mecánica de rocas fundamentales y de vital

importancia para un proyecto geomecánico los cuales serán desarrollados a

continuación.

3.1.2.1. Esfuerzos.

Vásquez (2001) define esfuerzo como la capacidad de un material sólido de

resistir carga por unidad de área.

El esfuerzo (σ) puede definirse también como la intensidad de la fuerza que

actúa transversalmente a una unidad de superficie de material sólido, resistiendo

la separación, compresión o deslizamiento que tiende a ser producido por

fuerzas externas. En otras palabras, es el resultado de la división entre una

fuerza (F) y el área (A) en la que se aplica.

Esfuerzo (σ) = Fuerza (F) (1) Área (A)

Continuación Tabla 2.

68

Figura 21. Definición de esfuerzo.

El esfuerzo comprende dos componentes que actúan de igual forma y de

manera opuesta a cada uno. Se debe indicar además, que no pueden sumarse y

obtener una resultante como es el caso de los vectores.

Dichas fuerzas internas pueden presentarse en las tres direcciones posibles

(x,y,z).

En términos generales los esfuerzos pueden ser clasificados como esfuerzos

de tensión y de corte.

3.1.2.1.1. Esfuerzo normal o de tensión.

Viene dado por la resultante de tensiones normales, es decir, perpendicular al

área para la cual pretendemos determinar el esfuerzo normal. Los esfuerzos con

dirección normal a la sección, se denotan como σ (sigma) y representa un

esfuerzo de tracción cuando apunta hacia afuera de la sección, tratando de

estirar al elemento analizado. En cambio, representa un esfuerzo de compresión

cuando apunta hacia la sección, tratando de aplastar al elemento analizado.

AFN=σ (2)

69

A su vez éste tipo de esfuerzo puede descomponerse en dos tipos:

Esfuerzo de Tracción: Un esfuerzo de tensión será a tracción cuando

actúe de tal forma que hale a la pieza, es decir cuando las fuerzas

resultantes tienen un sentido saliente de la pieza dando origen a un

alargamiento en el interior del cuerpo. La unidad de esfuerzos se expresa

generalmente en Pascal (Pa) en el sistema internacional, y por convención

se toma como un esfuerzo de tensión negativo.

Figura 22. Material sólido sometido a fuerzas de tracción.

Esfuerzo de Compresión: Un esfuerzo de tensión será a compresión,

cuando al actuar presione o reduzca a la pieza, es decir, con dirección

entrante hacia la pieza. Por convención, estos esfuerzos son positivos. Su

unidad también es Pascal (Pa).

Figura 23. Material sólido sometido a fuerzas de compresión.

3.1.2.1.2. Esfuerzo de corte, cortante o de cizalla.

Es resultante de tensiones cortantes ó tangenciales, al área a la cual

pretendemos determinar el esfuerzo cortante. El esfuerzo con dirección paralela

P P

P P

70

al área en la que se aplica se denota como τ (tau) y representa un esfuerzo de

corte. Este, trata de cortar el elemento analizado, como una tijera cuando corta

papel, uno de sus filos mueven el papel hacia un lado mientras el otro lo mueve

en dirección contraria resultando en el desgarro del papel a lo largo de una línea.

(3)

Notación:

・σ= Sigma = Esfuerzo normal o directo a la superficie.

τ = Tau = Esfuerzo de cizalla o cortante a la superficie.

σ > 0 = Compresión; σ < 0 = Tracción. (Por convección)

Figura 24. Material sólido sometido a esfuerzo de corte.

Figura 25. Diferencia entre esfuerzos normales y de corte o cizalla.

AFt=τ

L

A L

A

Esfuerzo Normal en A es L/A Esfuerzo Cortante en A es L/A

P

P

P P

71

Si la fuerza aplicada no es normal ni paralela a la superficie, siempre puede

descomponerse en la suma vectorial de otras dos que siempre resultan ser una

normal y la otra paralela a la superficie ó área de aplicación.

Tanto los esfuerzos normales como los de corte son sumamente importantes

para la mecánica de rocas, ya que, la aplicación de esfuerzos normales a lo

largo de un plano resulta en la generación de diferentes esfuerzos de corte en

otros planos.

Las unidades de los esfuerzos son las mismas que para la presión, fuerza

dividida por área, se utilizan con frecuencia: MPa, psi, Kpsi, Kg/mm2, Kg/cm2.

Figura 26. Esfuerzos Normales y de Corte.

3.1.2.1.3. Esfuerzo en un plano oblicuo

En las secciones previas se mostró que fuerzas axiales o transversales

causan esfuerzos normales o cortantes respectivamente; siempre que se

considere un plano perpendicular al eje del elemento.

Sin embargo, en planos no perpendiculares al eje del elemento, las fuerzas

axiales producen tanto esfuerzos normales como cortantes. Análogamente, las

fuerzas transversales.

Para una carga axial F un área transversal Ao y un plano de inclinación θ;

los correspondientes esfuerzos normales y cortantes los cuales vienen dados por:

Normal

Cortante o de cizalla ⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡

zzzyzx

yzyyyx

xzxyxx

σσσσσσσσσ

72

θcosAoFσ 2*= (4)

θ cosθ senAoF **=τ (5)

Figura 27. Esfuerzo en un plano oblicuo.

Se verifica que σ es máximo cuando θ=0° y que tiende a cero (0) a medida

que θ se aproxima 90°. Igualmente τ es cero (0) a medida que θ = 0° y θ = 90°

y alcanza su máximo valor para θ = 45°.

3.1.2.1.4. Esfuerzos normales y tangenciales entre partículas.

Los esfuerzos normales están directamente relacionados con la superficie

específica del material, se define como la magnitud del área por unidad de masa

y la cual sirve de indicador sobre la influencia relativa de las cargas eléctricas

sobre el comportamiento de la partícula. Por lo tanto materiales de gran tamaño

(bolos, grava, arena) tienen baja superficie específica en comparación con

materiales de partículas finas como los limos y arcillas.

Las partículas de la formación poseen cargas eléctricas en su superficie y por

lo tanto atraen iones con el fin de neutralizar su carga eléctrica total. A su vez,

estos iones atraen moléculas de agua; y el agua es atraída directamente a la

73

superficie de las partículas de suelo. De aquí que todas las partículas de la

formación tiendan a estar rodeadas de una capa de agua.

En materiales geológicos formados por partículas equidimensionales de mayor

tamaño (arenas redondas uniformes), los esfuerzos se transmiten a través de la

formación por las fuerzas de contacto mineral-mineral entre partículas. En

formaciones formadas únicamente por pequeñas laminillas arcillosas (lutitas y/o

arcillas) orientadas cara con cara, los esfuerzos se transmiten a través de fuerzas

eléctricas de largo alcance, pudiendo estar las partículas separadas por largas

distancias. La transmisión de esfuerzos en formaciones mixtas se produce por un

proceso intermedio.

La resistencia tangencial entre partículas de una formación se debe a los

enlaces de adhesión en los puntos de contacto. Esta resistencia tangencial viene

determinada principalmente por la magnitud de la carga normal aplicada, por lo

que el comportamiento general es de naturaleza friccional.

3.1.2.1.5. Esfuerzo efectivo.

Los materiales geológicos, a diferencia de los materiales continuos como los

metales, están compuestos de partículas sólidas y poros llenos de fluidos que

pueden desplazarse. Debido a esto, cuando un elemento de material geológico

está sometido a un esfuerzo externo, el mismo se reparte en un esfuerzo

intergranular y una presión de poros, de manera que:

σ = σefect + α * Pfm ⇒ σefect = σ - α * Pfm (6)

Donde (σ) es el esfuerzo total, (Pfm) es la presión de poros y (α) es una

constante conocida como Coeficiente de Biot, que mide la cantidad de esfuerzo

que toma el fluido. El esfuerzo intergranular (σefect) es conocido como el

esfuerzo efectivo y es el esfuerzo que controla el comportamiento mecánico de

74

los materiales geológicos. Todos los efectos medibles de un cambio de esfuerzo

(compresión, distorsión, resistencia) son debidos solamente a esfuerzos

efectivos.

En otras palabras en una pequeña escala, las fuerzas grano-grano también

actúan y en ellos los esfuerzos de contacto verdaderos pueden ser inmensos.

El Esfuerzo entonces se definiría como la fuerza aplicada a un área apoyada

por la matriz sólida ó esqueleto mineral conocido como esfuerzo efectivo (σ’),

por otro lado, la presión es esa parte de las fuerzas límite o frontera apoyada

solamente por la fase fluida ó fluido intersticial, a dicha presión también se le

llama presión de poros, presión del yacimiento ó presión de la roca. La suma de

ambos es igual al esfuerzo total σ.

La presión de poros, los esfuerzos efectivos y totales son parámetros más

esenciales en cualquier estudio de mecánicas de rocas y suelos en sistemas

porosos y saturados ó parcialmente saturados con algún fluido.

El conocimiento de la presión de poro es necesario ya que esta relacionada

con flujos, arremetida y reventones, aprisionamiento de tuberías, inestabilidad

del hoyo, baja rata de penetración debido a innecesario alto peso de lodo, facilita

además el plan del pozo, la gerencia de esfuerzos del yacimiento, y

especialmente el modelo de migración de petróleo.

En muchos casos, al hablar de materiales sólidos, los esfuerzos en diferentes

direcciones tienen diferentes magnitudes, mientras que, en materiales como los

los líquidos o gases, los esfuerzos en todas las direcciones son iguales, por ello

se hace la diferencia entre esfuerzo y presión.

Debido a que los esfuerzos y presiones dentro de un mismo material pueden

aumentar con la profundidad, es conveniente normalizar sus magnitudes con

respecto a la profundidad, con el propósito de obtener el gradiente de presión o

el gradiente de esfuerzo.

El fluido atrapado en los poros de la roca puede absorber parte del esfuerzo

total aplicado al sistema, como consecuencia libera a la matriz parte de la carga

aplicada. Por ello, otro concepto manejado en geomecánica es el de Esfuerzo

75

Efectivo, definido como la suma de las fuerzas grano-grano (matriz). Siendo

entonces, el Esfuerzo Total (σ) la suma del Esfuerzo Efectivo (σ‛) más la Presión

de Poro (Pp).

σ = σ‛ + Pp (7)

El esfuerzo efectivo es definido por Terzaghi como el esfuerzo total menos la

presión de poros, mejor conocido como “Ley del Esfuerzo Efectivo” o la “Ley de

Terzaghi”.

Existen diversos estudios experimentales que evidencian que los suelos y las

rocas permeables saturadas con algún fluido obedecen a esta ley. La relación

esfuerzo-deformación y la cedencia o falla de la roca son controladas por el

esfuerzo efectivo en vez del esfuerzo total.

Un Estado de Esfuerzos, puede ser expresado como tres esfuerzos principales

perpendiculares entre sí, además de sus orientaciones en el espacio relativo a los

ejes escogidos. De esta manera es como usualmente se expresan los esfuerzos.

En geometrías simples, parece como si sólo un número fuese necesario para

especificar el esfuerzo, pero en geometrías más complicadas como el subsuelo,

se necesitan muchos más datos.

Figura 28. Esfuerzo y presión en los materiales porosos.

σ′h + po = σh (o Sh) σr , Esfuerzo Radial

p

Presión de Poro

σA , Esfuerzo Axial

σ′v + po = σv (o Sv)

σ′h + po = σh (o Sh)

σ′v + po = σv (o Sv)

f2

f

f3

f4 Po

76

3.1.2.1.6. Esfuerzos en sistemas de partículas.

En un material geológico real, es imposible estudiar las fuerzas existentes en

cada punto de contacto entre los granos. Por lo que, es necesario emplear el

concepto de esfuerzo utilizado en la mecánica de medios continuos. Este

considera que los esfuerzos que existen en una masa de suelo son el resultado

de su propio peso y del efecto de fuerzas exteriores aplicadas sobre él.

3.1.2.1.7. Esfuerzos principales.

En cualquier punto sometido a esfuerzos existen 3 planos ortogonales (es

decir, perpendiculares entre sí) en los cuales los esfuerzos tangenciales son

nulos. Estos planos se denominan planos principales. Los esfuerzos normales que

actúan sobre estos 3 planos se denominan esfuerzos principales. El mas grande

de estos tres esfuerzos principales se denomina esfuerzo principal mayor (σ1),

el más pequeño se denomina esfuerzo principal menor (σ3) y el tercero es el

esfuerzo principal intermedio (σ2). Dichos esfuerzos principales son normales, no

de cizalla.

El estado de esfuerzos alrededor del hoyo tiene una influencia directa en la

estabilidad del mismo y como consecuencia afecta la eficiencia de la perforación.

En los análisis geomecánicos existen dos tipos de esfuerzos importantes,

definidos como Far-Field Stresses, se refiere a los esfuerzos existentes en la

formación lejana al hoyo y Wellbore Stresses que representan los esfuerzos

del hoyo, los cuales actúan en la formación en la interfase entre el lodo de

perforación y la formación.

Los esfuerzos lejanos al hoyo (en planos principales) son: Esfuerzo Principal

en el eje vertical (σv), Esfuerzo Principal en el eje horizontal (σh) y Esfuerzo

Principal en el eje horizontal (σH).

77

Si las magnitudes de los dos horizontales son diferentes, se denominan

Esfuerzo horizontal mínimo (σh) y máximo (σH).

En mecánica de rocas los esfuerzos de la tierra pueden describirse según su

magnitud, como se mencionó anteriormente en: Esfuerzo Máximo (σ1), Esfuerzo

Intermedio (σ2) y Esfuerzo Mínimo. A continuación se muestran los esfuerzos

principales:

Figura 29. Esfuerzos en planos principales.

Cada esfuerzo principal tiene una magnitud y dirección, independiente de los

otros. La orientación de los ejes debe ser especificada.

En un pozo vertical, un sistema de coordenadas cilíndricas describe los

esfuerzos en el hoyo. En este, un esfuerzo es radial (σr), y los dos esfuerzos

ortogonales son el axial (σa), y el tangencial (hoop) (σt). El esfuerzo axial esta

direccionado a lo largo del eje del hoyo mientras que el esfuerzo tangencial esta

direccionado alrededor de la circunferencia del hoyo. El esfuerzo radial es el

resultado de la circulación del lodo y esta a lo largo del radio del hoyo. Son

estos esfuerzos los que causan las fracturas inducidas, breakouts en la

perforación, observados en las imágenes de los registros y los corridos en

mientras se perfora (LWD).

⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡

3

2

1

σ000σ000σ

Esfuerzos principales. No son de corte

σ1 = esfuerzo compresivo máximo σ2 = esfuerzo compresivo intermedio σ3 = esfuerzo compresivo mínimo

78

Figura 30. Esfuerzos Terrestres y efectos en la estabilidad del hoyo (Bratton y

Borneman, 1999).

Como se menciono anteriormente, existen tres esfuerzos principales, siempre

perpendiculares mutuamente, alineados normales y paralelos a superficies libres.

La tierra es una superficie libre, por lo tanto, para el análisis de geomecánica en

nuestro estudio estaremos trabajando con los esfuerzos en planos principales,

serán entonces, un esfuerzo principal vertical y los dos horizontales (máximo

y mínimo) explicados mas adelante. Aspectos como la carga gravitacional, la

tectónica, movimientos de sal y lutitas, remoción de fluidos de poro, flujo de

rocas y diagénesis, fallamiento y alivio de superficie son los que generan y

controlan los esfuerzos en la tierra.

3.1.2.1.8. Esfuerzos geoestáticos.

En suelos sedimentarios, cuando la superficie del terreno es horizontal y

cuando la naturaleza del suelo varía muy poco en la dirección horizontal; se

denominan esfuerzos geoestáticos a los esfuerzos en el interior del suelo,

79

producidos por las cargas exteriores aplicadas al mismo y por el peso del propio

suelo.

Un volumen finito de la roca en el subsuelo esta sometido a un campo de

esfuerzos o conjunto de esfuerzos en el que se distinguen los siguientes:

Esfuerzo Vertical o Presión de Sobrecarga.

Esfuerzo Horizontal Mínimo.

Esfuerzo Horizontal Máximo.

Presión de Poros.

Es esencial mencionar que en cualquier estudio geomecánico resulta

de suma importancia conocer el estado de esfuerzos en la formación

y/o alrededor del hoyo del pozo, debido a que estos afectan la

resistencia mecánica de la roca y las fuerzas desestabilizadoras

causantes de las fallas. Esta definición de esfuerzos se logra por medio

de la determinación de las magnitudes y direcciones de los mismos

(esfuerzo horizontal máximo y mínimo) y la presión de poros, la cual

se explica en detalle mas adelante.

Esfuerzo geoestático vertical o de sobrecarga.

Un suelo sedimentario está formado por una acumulación de sedimentos

depositados secuencialmente de abajo hacia arriba. El esfuerzo vertical

corresponde al efectuado por el peso de los estratos superiores al volumen en

estudio, es decir, en cualquier punto del subsuelo puede definirse simplemente

como el peso del suelo a dicha profundidad. El efecto de la sobrecarga tiende a

extender o esparcir las rocas subyacentes en las direcciones laterales

horizontales, cabe destacar que esta tendencia está limitada por la presencia de

material adyacente. El valor típico del gradiente de sobrecarga es de 1 psi/pie;

sin embargo para profundidades someras este valor suele ser menor y a

profundidades mayores puede ser mayor.

80

En la mayoría de los casos, puede ser obtenido directamente mediante la

integración de los registros de densidad de los pozos del área desde la superficie

hasta la profundidad de interés o utilizando la densidad, representado de la

siguiente manera:

∫ ∑ Δ==D D

bb zgdzv0 0

433.0 ρρσ (8)

(9)

Donde:

σv: Esfuerzo vertical o de sobrecarga, lpc.

ρb: Densidad de la formación gr/cc.

Z: Espesor de la formación.

g: aceleración debido a la gravedad.

OBG: Gradiente de sobrecarga (Overburden Gradient).

Figura 31. Esfuerzos vertical o presión de sobrecarga, efectivos y presión de

poros.

En caso de no tenerse el registro de densidad, se puede estimar por métodos

alternativos como la curva de densidad variable de Eaton, el modelo de Gardner

TVDOBG i

verti∑

=

σ

81

o la ecuación de tiempo promedio de Wylie usando tiempo de tránsito, densidad

a granel y porosidad (Lal, 1996). Sin embargo, también se puede utilizar un

estimado para el valor de esfuerzo vertical a partir de datos de otros campo a

nivel mundial y de Venezuela para tener un indicativo de este valor, los

resultados presentados se muestran en la figura 32.

Figura 32. Gradientes de Esfuerzos Verticales para pozos de la Cuenca del Golfo

de México, el Campo Ceuta y el Campo Barúa de la Cuenca del Lago de

Maracaibo (Andrés R. Vásquez. H, 2001, pag.13-4).

82

La figura 32 presenta resultados de variaciones del gradiente de esfuerzos

verticales para pozos de la zona del Golfo de México, junto con pozos del campo

la Ceuta en el Lago de Maracaibo y Barúa en el flanco norandino del estado

Zulia. Se puede apreciar que todas las curvas (excepto la del pozo MGB-22)

tienen la misma forma y son casi cuasi paralelas indicando que el cambio de

gradiente de esfuerzos verticales es similar y existen diferencias litológicas para

desplazar dichas curvas de una zona a otra. El pozo MGB-22 es un ejemplo de

una integración de datos de densidad contaminados debido a la mala calidad y

rugosidad del hoyo por lo que no debe de considerarse.

Esfuerzos geoestáticos horizontales mínimo y máximo.

En depósitos sedimentarios los esfuerzos geoestáticos horizontales son

producto de la compresión vertical del suelo causada por el peso de la columna

de los sedimentos acumulados y de las cargas o esfuerzos que este haya tenido

que soportar en el pasado.

El esfuerzo horizontal puede o no ser igual en todas las direcciones del plano

horizontal, esto dependerá del grado de heterogeneidad, de la anisotropía y de

los esfuerzos actuantes en la formación. Si este es el caso, tendremos un

esfuerzo horizontal mínimo y perpendicular a éste un esfuerzo horizontal máximo

actuando sobre el plano horizontal.

El esfuerzo horizontal mínimo, es el esfuerzo principal menor que actúa

en compresión o tensión. Es determinado mediante pruebas de campo tales

como Minifrac, Microfrac y pruebas Leak off test extendidas o pruebas de

inyectividad. En dichas pruebas se rompe la roca por inyección de algún fluido y

se determina la presión con la que se cierra la pequeña fractura, este valor es el

equivalente a la magnitud del esfuerzo, sin embargo, se puede estimar a partir

de la proyección del esfuerzo vertical al plano horizontal y su relación con ciertas

propiedades elásticas de la roca, a través de ecuaciones y consideraciones

83

teóricas establecidas por diferentes autores cuando no se dispone de las pruebas

antes descritas como:

Economides y Hill (1994): pPvh **1

1*1

αν

νσν

νσ ⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

−−+

−= (10)

Eaton (1969): (11)

Matthews & Kelly (1967): pp PPvh +−−

= )(*1

σν

νσ (12)

Donde:

σh : esfuerzo horizontal mínimo, lpc.

σv : esfuerzo vertical o sobrecarga, lpc.

ν, µ : relación de Poisson, adimensional.

α : constante poroelástica de Biot, adimensional.

Pp : presión de poros, lpc.

Cabe mencionar que la expresión establecida por Matthews & Nelly se aplica

solo para arenas no consolidadas.

También se utilizan registros de caliper orientados y de imágenes

(observación de breakout y fracturas inducidas durante la perforación) para

estimar la dirección y magnitud del esfuerzo horizontal mínimo (Fjaer, 1992).

Esfuerzo horizontal máximo, representa el esfuerzo principal mayor que

actúa en tensión o en compresión. Es muy complicada la determinación de la

magnitud del mismo y se realiza mediante el uso de correlaciones matemáticas

de acuerdo al comportamiento mecánico de la formación (plasticidad, elasticidad,

deformación permanente, entre otros) o por anisotropía de esfuerzos.

Ppvh +⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

= σμ

μσ *1

84

El esfuerzo horizontal máximo adiciona la contribución del esfuerzo tectónico

al esfuerzo horizontal mínimo.

tecthH σ+σ=σ (13)

donde:

σH: esfuerzo horizontal máximo, lpc.

σh: esfuerzo horizontal mínimo, lpc.

σtect: esfuerzo tectónico, lpc.

Cabe resaltar que para la determinación de la dirección del Campo de

esfuerzo también se utilizan ensayos de laboratorios representadas por pruebas

especiales tales como: Anelastic Strain Relaxation (ASR), Differential Strain

Analisis (DSA), Accoustic Anisotropy Analisis (AAA) y Shear Wave Anisotropy

Analisis (SWAA) que realizadas en núcleos orientados permiten determinar la

dirección de los esfuerzos principales en campo; los cuales se explican a

continuación:

Ensayo Anelastic Strain Relaxation (ASR): este ensayo mide las

deformaciones que sufre el núcleo debido a que los esfuerzos se relajan

cuando es llevado a la superficie. La relajación de esfuerzos produce

microfracturas proporcionales a la magnitud de los esfuerzos. Este

ensayo se realiza con un trozo del núcleo en sitio, lo más pronto posible

a la extracción del mismo, para poder tomar la mayor cantidad de

lecturas de deformación. Los valores de deformación medidos sirven

para definir la dirección de los esfuerzos principales mayores y la

relación de las magnitudes entre ellos.

Ensayo Differential Strain Analysis (DSA): este ensayo también

mide las deformaciones por relajaciones de esfuerzo en un cubo de roca

que se talla de un núcleo. Este núcleo es luego comprimido por un

tiempo a un esfuerzo mayor que el que tenía a la profundidad original.

Luego el esfuerzo es relajado y las deformaciones son medidas en las

caras del cubo. La relajación de esfuerzos producen microfracturas

85

proporcionales a la magnitud de los esfuerzos. Esta prueba sirve para

definir la dirección de los esfuerzos principales mayores y la relación de

las magnitudes entre ellos.

Ensayos de Anisotropía Acústica (AAA) y Shear Wave

Anisotropy Analysis (SWAA): Miden la anisotropía de la roca por

medios acústicos. Transductores ultrasónicos son colocados alrededor

del núcleo donde se miden las velocidades y amplitudes de las ondas en

diferentes sentidos. Las medidas acústicas varían debido a que las

velocidades son alteradas por las microfracturas que se producen

durante el relajamiento. Esta prueba sirve para definir la dirección de los

esfuerzos principales mayores y la relación de las magnitudes entre

ellos.

Sin embargo cuando no se disponen de los ensayos de laboratorios antes

descritos se tiene como vía alterna los Registros Petrofísicos que permiten

también en caso contrario complementar y validar los resultados obtenidos

mediante estos ensayos, entre los cuales se tienen: Registros imágenes y

mecánicos entre los comúnmente usados se encuentran Ultrasonic Borehole

Imaging (UBI), Circumferential Borehole Imaging Love (CIBIL), Herramienta de

Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total (FMI), registros EMS y Six Arm

Caliper, estos dos últimos del tipo mecánico.

De lo antes expuesto los registros comúnmente usados por las empresas

para la determinación de la dirección de estos esfuerzos es a partir del Calipers

de 4 brazos y registros de imágenes de pozos (imágenes resistivas o acústicas)

permitiendo de esta manera obtener con cierto grado de precisión si existe

información acerca de la dirección y dimensión de los breakouts (alargamiento

alrededor del diámetro nominal del hoyo en una sola dirección y es originado por

un esfuerzo de falla de extensión) y/o fracturas de formación naturales o

hidráulicas en pozos vecinos.

86

La figura 33 nos muestra un esquema simple de una ruptura de hoyo típica y

los esfuerzos relacionados con la orientación.

Como se observa en la figura 33, la dirección del breakout corresponde a

la dirección del esfuerzo horizontal mínimo (σh), mientras que las de fracturas

inducidas están alineadas al esfuerzos horizontal máximo (σH), perpendicular a

las rupturas o ovalizaciones (breakout).

Las orientaciones de los breakouts y fracturas pueden rotar en hoyos

inclinados y no siempre ocurrirán paralelos a las orientaciones de esfuerzos

horizontales (Mastin, 1988; Peska y Zoback, 1995). De allí, la orientación de

estos esfuerzos solamente puede ser confiablemente estimada de los breakouts

y fracturas inducidas en pozos aproximadamente verticales (menos de 10º de

desviación de la vertical).

Figura 33. Esquema típico de breakout y fractura inducida en el hoyo.

Por otra parte, el esfuerzo horizontal mayor también se puede estimar a

partir de la observación de fallas en la roca en la pared del hoyo (registros de

imágenes, por ejemplo) y utilizando algún modelo de comportamiento de la roca,

realizando un retro-análisis (GMI, 2001).

Breakout

Fractura Hidráulica Inducida

87

La figura 34 muestra la estructura geológica asociadas a diferentes regímenes

de esfuerzo, mediante el cual es posible conocer la magnitud relativa de los

esfuerzos entre si.

Figura 34. Interpretación de esfuerzos de un campo para las diferentes

estructuras geológicas (Lal, 1996).

Presión de Poros

Se denomina así a la presión que existe entre los fluidos contenidos en los

espacios porosos de las rocas. También se llama presión de formación, presión

del yacimiento, presión de la roca, entre otros.

Esta presión es uno de los parámetros más importantes en cualquier estudio

de mecánica de rocas en sistemas de rocas porosas y saturadas con algún fluido.

El fluido atrapado en los poros de la roca puede absorber parte del esfuerzo total

aplicado al sistema, como consecuencia libera a la matriz de la roca parte de la

carga aplicada. El esfuerzo efectivo es definido por Terzaghi como el esfuerzo

total menos la presión de poro, este concepto de esfuerzo efectivo fue

introducido en mecánicas de suelos en 1923.

Existen diversos estudios experimentales que evidencian que las rocas

porosas y permeables saturadas con algún fluido obedecen a esta ley. La

relación esfuerzo - deformación y la cedencia o falla de la roca son controladas

por el esfuerzo efectivo en vez del esfuerzo total. Para entender las fuerzas

Normal Transcurrente

Inversa

88

responsables de la presión del fluido de una formación en un área dada, se

deben considerar los aspectos geológicos previos.

Durante el proceso de compactación de la roca se expulsa el agua y se

observa una disminución de la porosidad. Si la velocidad de deposición no

excede la velocidad a la cual escapan los fluidos, entonces la presión de poro

que se desarrolla es igual a la presión hidrostática del agua de formación llamada

presión de formación normal. El gradiente de presión normal es de 0,465 psi/pie.

Por otro lado, si el fluido de poro no puede escapar, la presión de poro comienza

a aumentar a valores por encima de las presiones normales. Estas presiones son

llamadas presiones anormales. Las lutitas son formaciones que en ocasiones

presentan presiones anormales.

Las presiones de poro de formaciones permeables, por ejemplo, las

areniscas, disminuyen por operaciones de producción normal (presiones

subnormales por agotamiento).

La predicción de presiones de poro de formación es un proceso muy

especializado. Existen métodos geofísicos cualitativos que permiten estimar la

presencia de presiones anormales a una profundidad aproximada, previas a la

perforación. Además existen métodos durante la perforación en el cual se toman

en cuenta parámetros de perforación como, velocidad de rotación, peso sobre la

mecha, etc. Otros métodos consideran el análisis de ripio.

También existen registros que ayudan a estimar la presión de poro, tales

como registros de resistividad, sónicos, densidad/neutrón y rayos gamma.

Existen pruebas directas de evaluación como pruebas de restauración de presión,

las cuales se realizan en areniscas.

La estimación de presiones constituye una fase primordial en la planificación

y perforación de pozos, pues permite conocer el orden de magnitud de la misma

a fin de establecer y planificar las contingencias necesarias en caso de que se

desvíen de la tendencia normal (presiones anormales o subnormales). La

estimación de la presión de poros puede realizarse antes, durante y después de

89

la perforación; para ello se cuenta con diferentes métodos que permiten realizar

una buena estimación de la misma.

Figura 35. Presión de Poros (Bravo y Pedrozo, 2005).

3.1.2.1.9. Esfuerzos Regionales

El movimiento del plano de falla es controlado por el esfuerzo natural en sitio

y las viejas estructuras preexistentes. Sin embargo, los movimientos recientes

proveen un mecanismo de estabilidad de las magnitudes relativas de los

esfuerzos principales.

Los dos esfuerzos horizontales son diferentes entre ellos y diferentes al

esfuerzo vertical, lo que puede originar cambios en la estructura debido a los

campos de esfuerzos anisotrópicos. Dependiendo de las magnitudes relativas de

cada esfuerzo, se pueden definir tres regímenes de esfuerzos:

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

90

se mueven, se producirá una falla normal. Generalmente estas fallas buzan en

dirección paralela al de mayor esfuerzo horizontal (figura 36).

El esfuerzo vertical (σv) es el esfuerzo principal máximo (σ1): σv > σH > σh.

Figura 36. Falla normal.

Fallas Transcurrentes.

Se presenta cuando la magnitud del esfuerzo vertical adquiere valores

intermedios entre los esfuerzos horizontales. Bajo esta condición pueden ocurrir

fallas por deslizamiento o transcurrentes. Estas fallas son usualmente sub-

verticales y su dirección muestra un ángulo con respecto a la dirección del mayor

esfuerzo horizontal (figura 37).

El esfuerzo horizontal (σH) es el esfuerzo principal máximo (σ1): σH > σv > σh.

Figura 37. Falla transcurrente.

91

Este tipo de fallas se clasifican según la dirección del giro entre los bloques, si

la dirección del giro es en sentido horario reciben el nombre de dextrales y si es

en sentido opuesto se denominan sinextrales.

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 esfuerzo compresivo. Estas fallas usualmente buzan paralelas a la

dirección del menor esfuerzo vertical (figura 38).

El esfuerzo horizontal (σH) es el esfuerzo principal (σ1): σH > σh > σv.

Figura 38. Falla inversa.

92

3.1.2.1.9.1. Dirección de los esfuerzos según el tipo de falla

geológica, Modelo de Fallas Geológicas según Anderson.

Figura 39. Modelo de Fallas Geológicas según Anderson. Relación entre fallas

normales, inversas y transcurrentes en función de la dirección del esfuerzo

principal mayor (Urdaneta, 2004).

Como se observa en la figura 39; la teoría de Anderson indica que en las

fallas normales, el esfuerzo vertical es el esfuerzo principal mayor. En las fallas

inversas, dicho esfuerzo constituye el esfuerzo principal menor, mientras que en

las fallas transcurrentes, este representa el esfuerzo principal intermedio.

Es importante acotar que, según el tipo de falla presente en el yacimiento de

interés, variará la orientación óptima de perforación de un pozo altamente

inclinado u horizontal. Para yacimientos de falla normal, donde el esfuerzo

vertical (σv) es superior a los esfuerzos horizontales, la orientación ideal, aquella

que ofrece una ventana de lodo más amplia, es la paralela al esfuerzo horizontal

mínimo (σh). Mientras que para los otros dos casos, la orientación óptima es

aquella paralela al esfuerzo horizontal máximo (σH).

La teoría de Anderson ha sido utilizada muchas veces para predecir el

estado de esfuerzo en función del tipo de falla geológica. En algunos casos ha

tenido éxito pero en condiciones tectónicamente complejas los resultados han

sido desfavorables, debido a que dicha teoría simplifica mucho el complejo

sistema de esfuerzos a las profundidades de interés. Es por esto que muchos

93

científicos e ingenieros prefieren mediciones de magnitudes y direcciones de

esfuerzo para una mejor definición del estado de esfuerzo en un campo dado.

3.1.2.1.10. Esfuerzos Inducidos Alrededor de la Perforación.

A medida que se perfora el hoyo, el apoyo que suministraba la roca

desaparece y es reemplazado por presión hidrostática del fluido de perforación.

Este cambio altera los esfuerzos alrededor del hoyo. El esfuerzo, en cualquier

punto sobre las paredes del hoyo o en la cercanía, puede describirse ahora en

coordenadas cilíndricas: una componente de esfuerzo radial que actúa a lo largo

del radio del hoyo (σr), una componente de esfuerzo tangencial que actúa

alrededor de la circunferencia del hoyo (σθ), y una componente de esfuerzo axial

que actúa paralelo a la dirección del hoyo (σz).

Adicionalmente, aparecen tres esfuerzos de corte (σrθ, σrz, σθz), (Lal, 1996).

Los esfuerzos in situ y los esfuerzos que se generan en la perforación del pozo se

describen en las figuras 40 y 41, respectivamente.

Esfuerzos HorizontalesEsfuerzos Horizontales

Esfuerzo

deSobrecarga

Presión Hidráulica

a. Antes de la perforación b. Después de la perforación

Figura 40. Estado de esfuerzos in situ antes y después de la perforación (Lal,

1996).

94

a) b)

Figura 41. Esfuerzos que actúan en el hoyo: a) vista transversal del hoyo, y b)

vista anular del hoyo (Lal, 1996).

Los esfuerzos tangenciales, radiales y axiales describen el estado de

esfuerzos de la roca en la zona de las paredes del pozo. Normalmente estos

esfuerzos son compresivos y originan esfuerzos de corte en la roca, sin embargo

pueden llegar a ser esfuerzos de tracción dependiendo del peso del fluido de

perforación, de los esfuerzos in situ y de la trayectoria del hoyo (figura 42). Para

garantizar la estabilidad mecánica de la roca estos esfuerzos deben ser lo más

similares posibles (Lal, 1996).

Axial σz

Radial σr

Tangencialσθ

Tangencialσθ

Radial σr

Falla tensil debido a esfuerzo tangencial negativo

Figura 42. Muestras de esfuerzos de corte y tracción en la roca (Lal, 1996).

95

El material puede fallar cuando el esfuerzo de corte excede su resistencia.

Existen 4 formas de falla compresivas, que pueden ocurrir en el hoyo,

dependiendo del valor relativo entre los esfuerzos inducidos tal como se muestra

en la figura 43. La falla “breakout” se desarrolla cuando σθ > σz > σr; la falla

helicoidal, cuando σz > σr > σθ; la falla tórica, cuando σz > σθ> σr y la falla

elongada, cuando σr > σz > σθ ó σr > σθ > σz. El breakout y falla tórica ocurren en

la dirección del esfuerzo horizontal mínimo (en el caso de un pozo vertical)

cuando el peso del lodo es más bajo que el peso de lodo crítico. El peso de lodo

crítico es aquel peso por debajo del cual empieza a ocurrir falla por corte. Las

fallas de corte helicoidal y elongadas ocurren (en dirección ortogonal) cuando el

peso del lodo es excesivo.

Aunque las fallas breakout y tórica se pueden prevenir por incremento del

peso del lodo, se debe cuidar el uso de un peso excesivo ya que puede inducir

fallas por corte helicoidal o elongadas, las cuales preceden a una fractura

hidráulica (Tan, 1998).

σθ > σz > σrBreakout

σz > σθ > σrFalla de corte Tórica

σz > σr > σθFalla de corte Helicoidal

σr > σz > σθFalla de corte Elongada

Figura 43. Tipos de fallas de corte alrededor del hoyo (Tan, 1998).

En el hoyo, también se pueden desarrollar fallas tensiles como la fractura

hidráulica y la exfoliación. La fractura hidráulica se puede presentar cuando σθ <

96

σr y σθ - pp< To, donde To es la resistencia a tracción de la formación. El modo

de falla por exfoliación sucede cuando σr < σθ y σr - pp< To. En la Figura 44, se

representan esto tipos de falla.

σθ < σr y σθ − Pp< Tο Fractura hidráulica

σr < σθ y σr − Pp < Tο Exfoliación

Figura 44. Tipos de fallas ténsiles alrededor del hoyo (Tan, 1998).

La fractura hidráulica se inicia en el punto donde se vence la resistencia a

tracción alrededor del hoyo.

La orientación de una fractura hidráulica indicará la dirección del máximo

esfuerzo horizontal; esta dirección será perpendicular al mínimo esfuerzo (GMI,

2001).

Los regímenes de esfuerzos están asociadas con los modos de fallas

compresionales y por tensión. La figura 45, muestra el esfuerzo efectivo con

respecto al ángulo alrededor del hoyo. Se observa para un régimen de esfuerzo

Normal donde Shmin, SHmax son bajos, las fallas por tensión y compresivas son

menos probables. Cuando régimen de esfuerzo es Transcurrente, donde Shmin y

SHmax son más altos; las fallas tensiles y compresivas son probables. Cuando el

régimen de esfuerzo es Inverso donde Shmin y SHmax son aún más altos, son

más probables las fallas compresionales (GMI, 2001).

97

Falla Normal

Falla Inversa

Ángulo con respecto a la dirección SHmax

Esfu

erzo

efe

ctiv

o, M

Pa

−π/2 π/2

Falla Transcurrente

Figura 45. Relación de la concentración de esfuerzos alrededor del hoyo con los

diferentes regímenes de esfuerzo (GMI, 2001).

3.1.2.2. Deformación.

Cuando un cuerpo es sometido a un sistema de fuerzas externas, este

experimenta cambios en relación a su configuración original; Vásquez (1991),

define deformación como la relación que existe entre la nueva magnitud o forma

de un elemento y su configuración original o no alterada, cuando se somete a

fuerzas externas (figura 46). La deformación se denota con la letra griega

épsilon (ε). Las medidas de la deformación pueden ser definidas de diferentes

maneras, algunas veces estas son denotadas con el nombre de la persona que

las definió: Cauchy, Green, Hencky y Almansi, las cuales son las usadas

comúnmente.

La deformación es expresada a través de la siguiente ecuación:

L1)/L1(L2L∆L

1

ε −== (14)

Donde:

L1: Longitud inicial.

98

L2: Longitud final.

ε : Deformación.

Figura 46. Esquema de deformación. (a) Cuerpo general y (b) Barra

unidimensional, (Vásquez, 1991).

Es de resaltar que la deformación, en lugar de considerarla como una

cantidad absoluta, es usualmente más apropiado cuantificarla en proporción

(fracción ó porcentaje) a las dimensiones originales del cuerpo al que se aplican

los esfuerzos. Al igual que los esfuerzos, la deformación también puede ser

normal o cortante y es expresado en cantidades principales: tres deformaciones

normales, a lo largo de ejes perpendiculares.

La relación entre esfuerzos y deformación viene dada a través de las

propiedades de los materiales, relaciones elásticas o elastoplásticas, módulo de

Young, coeficiente de Poisson.

Un suelo o roca puede presentar deformaciones permanentes o no, a causa

de las cargas que soporta. Las deformaciones pueden ser:

Deformación elástica: El suelo puede recobrar forma y dimensiones

originales, cuando cesa la fuerza de deformación.

Deformación plástica: Se da corrimiento de la masa del suelo pero la

relación de vacíos permanece más o menos constante. Al retirar las cargas

el suelo queda deformado, pero su volumen casi se mantiene.

Deformación compresiva: En este caso, existe Reducción de volumen

99

en el suelo sometido a carga, y la deformación se conserva después de

esa acción. Esta deformación puede ser por consolidación o compactación.

La figura 47 muestra cuatro modelos distintos de comportamiento de

deformación que puede sufrir una masa de suelo o roca, dependiendo de su

comportamiento al ser sometidos a esfuerzos.

Figura 47. Relaciones entre esfuerzos y deformaciones durante aplicación de

esfuerzos en medio poroso.

3.1.2.3. Resistencia.

Es el máximo esfuerzo que la roca puede resistir antes de que esta pierda su

capacidad de soportar carga. Esta resistencia se divide en tres tipos de

resistencia:

Resistencia a la Tensión: Capacidad de la roca a soportar esfuerzos

axiales tensionales.

Resistencia a la Compresión: Capacidad de la roca a soportar

esfuerzos compresivos.

Resistencia de Corte: Capacidad de la roca a soportar esfuerzos

producto del desbalance de las fuerzas aplicadas.

100

3.1.3. Teoría de Elasticidad Lineal.

La teoría de elasticidad lineal trata con situaciones donde existen relaciones

lineales entre la aplicación de esfuerzos y las deformaciones resultantes.

Mientras la mayoría de las rocas se comportan no linealmente cuando están

sometidas a grandes esfuerzos, para cambios suficientemente pequeños de

esfuerzo, este comportamiento puede ser generalmente descrito por relaciones

lineales.

Consideremos una muestra de longitud L y área de sección transversal A =D2,

como se muestra en la figura 48.

Figura 48. Elemento sometido a cargas uniaxiales.

Cuando la fuerza F es aplicada sobre los extremos de esta superficie, la

longitud de la muestra se reduce a L’. El esfuerzo aplicado es entonces σx = F/A

y la elongación correspondiente es εx = (L-L’)/L.

Si la muestra se comporta linealmente, existe una relación lineal

entre σx y εx, la cual puede ser expresada como sigue:

1 εx = σx (15) E

La Ecuación 15 es conocida como la Ley de Hooke, mientras que el coeficiente

E es conocido como el módulo de Young. Otra consecuencia de la aplicación del

D

D’

L L’

F

X

Y

101

esfuerzo σx, es un incremento en el valor D de la muestra. La elongación lateral

es εy = εx = (D-D’)/D. En general D’ > L’ mientras que εy y εx se vuelven

negativos. La relación es otro parámetro elástico definido como Relación de

Poisson (ν):

εy ν = - (16) εx

3.1.4. Teoría de Fallas.

La teoría de fallas se remonta al año 1760, cuando el físico francés Charles

Austin de Coulomb descubrió que el esfuerzo de corte máximo ocurre en planos

a 45 grados con respecto a la carga compresional. Sin embargo, observó que las

fracturas tendían a orientarse en ángulos menores. Concluyó entonces que esto

se debía a la fricción interna impuesta por los esfuerzos perpendiculares al plano

de fractura, lo que a su vez aumentaba la resistencia cohesiva de los materiales

(figura 49).

Figura 49. Bases del Criterio de Falla de Mohr Coulomb.

De esta forma desarrolló una ecuación, que relaciona el esfuerzo de corte con

el esfuerzo normal al punto de falla.

Carga Compresional

Carga Compresional

Plano de Máximo Esfuerzo de Corte

Plano de Fractura

102

τ = το + μσ (17)

Donde, (τ) representa el esfuerzo de corte ・ (το ) es la resistencia cohesiva

cuando el esfuerzo perpendicular es cero, (μ) ・・es un indicativo del coeficiente

de fricción interna y (σ) ・・es el esfuerzo normal en el punto de falla.

Cuando una muestra de cualquier sólido es sometido a esfuerzos, ocurrirá

algún tipo de falla, es decir, cuando se elimine el esfuerzo la muestra no

retornará a su forma original. La falla dependerá del estado de los esfuerzos, del

tipo de material y de la geometría de la muestra.

También la historia de esfuerzo puede ser importante ya que una falla por

debajo de los niveles de una muestra fresca puede ocurrir debido a la fatiga.

Si el esfuerzo radial (confinamiento) es cero, tendremos una prueba de

esfuerzo uniaxial (prueba de compresión no confinada); cuando la prueba se

realiza con presiones diferentes a cero se denomina pruebas triaxiales, sin

embargo en este tipo de prueba dos de los esfuerzos principales son iguales. En

la figura 50 se muestra un esquema de las pruebas uniaxiales y triaxiales.

Figura 50. Pruebas Uniaxiales y Triaxiales.

Prueba de compresión no confinada Prueba de compresión triaxial

Sin confinamiento radial La falla puede ser muy violenta, usualmente por propagación de una grieta paralela a los esfuerzos máximos

El esfuerzo axial aumenta durante la prueba (más compresivo)

Confinamiento radial (σ3) por la presión aplicada a través de la cubierta flexible. Propagación de la falla a un ángulo de los esfuerzos máximos

El ángulo β decrece hacia 45o

mientras la presión de confinamiento σ3 se incrementa. En base al criterio de Coulomb con un ángulo de fricción interna φ

β = (90 + φ) / 2

103

Las pruebas triaxiales son realizadas incrementando la carga axial y

confinamiento simultáneamente, hasta que se alcanza el nivel de esfuerzo

hidrostático, entonces, la presión de confinamiento se mantiene constante

mientras se incrementa la carga axial hasta que ocurre la falla.

En la figura 51, se muestra una prueba uniaxial típica, donde se grafica la

carga aplicada en función de la deformación axial de la muestra, en la que se

pueden observar las diferentes regiones en el comportamiento de un material

sólido sometido a esfuerzos:

Figura 51. Gráfico esfuerzo-deformación generalizado.

Región elástica: la deformación es reversible, una vez eliminado el

esfuerzo la muestra vuelve a su estado original.

Punto de cedencia: capacidad límite, por encima de ese punto ocurrirán

cambios permanentes. La muestra no retornará a su estado original.

Resistencia a la compresión: esfuerzo máximo.

Región de ductilidad: región donde la muestra adquiere una

deformación permanente sin perder la habilidad de soportar carga.

Región de fractura: región donde la capacidad de soportar carga

disminuye tanto como aumenta la deformación.

Deformación

Esf

uerz

o

Elástica Dúctil Fractura

Resistencia a la compresión

Cedencia

Deformación

Esf

uerz

o

Elástica Dúctil Fractura

Resistencia a la compresión

Cedencia

104

Es muy importante mencionar que para el caso de ensayos triaxiales el

comportamiento después de la falla puede variar dependiendo de la presión de

confinamiento utilizada, donde se puede observar que a medida que la presión

de confinamiento es mayor la muestra tendrá mayor capacidad de soportar carga

incluso después de la fractura.

Dependiendo de la prueba de laboratorio o el estado de esfuerzo a que está

sometido una muestra rocosa, ésta se fracturará de forma diferente. A

continuación se describe brevemente los diferentes tipos de fractura y las

condiciones físicas necesarias para lograrlas.

Compresión axial sin confinamiento: en este estado de esfuerzos se

observan en general grietas longitudinales paralelas al esfuerzo aplicado,

pero localmente se producen fracturas de cizalla inclinadas del orden de

45° o menos con respecto a la dirección del esfuerzo aplicado. El

mecanismo que explica este tipo de fracturamiento no está bien

entendido.

Figura 52. Grietas longitudinales paralelas al esfuerzo aplicado.

Compresión Triaxial: cuando existe una cantidad moderada de presión

de confinamiento, se origina un plano de fracturamiento inclinado un

ángulo poco menor de 45° con respecto a la dirección de (σ1). Esta es la

fractura típica bajo esfuerzos compresivos y se denomina fractura de

cizalla. Sobre el plano de la fractura están actuando prácticamente los

esfuerzos máximos tangenciales. Algunos autores denominan este tipo de

fractura “falla”, ya que las fallas geológicas tienen el mismo origen.

105

Figura 53. Fractura típica bajo esfuerzos compresivos, denominada fractura de

cizalla.

Red de fracturas de cizalla: un caso especial de la compresión triaxial

se presenta cuando la presión de confinamiento aumenta. El material se

vuelve completamente dúctil formándose una red de fracturas de cizalla

más una deformación plástica.

Figura 54. Red de fracturas de cizalla unido a una deformación plástica.

Fractura de extensión: si aplicamos una extensión uniaxial a una

muestra, tendremos una fractura de extensión, en la cual las dos mitades

del material se separan limpiamente.

Figura 55. Fractura de extensión.

106

Fractura de extensión producida por una línea de carga: si

comprimimos una tabla solo a través de una línea de carga, aparece una

fractura entre las líneas de carga.

Figura 56. Fractura entre las líneas de carga.

Por otra parte, realizando suposiciones matemáticas ha sido posible obtener

algunos otros criterios de falla, tales como:

Máximo esfuerzo a tracción: el material se asume que falla en forma

frágil a tracción si el esfuerzo principal menor es igual a la resistencia

tracción, es decir :

σ3 = - To (18)

Esfuerzo cortante máximo: se asume que el material falla cuando el

esfuerzo máximo de corte es igual a un valor So característico del

material, esto es:

σ1 - σ3 = 2So (19)

Máximo esfuerzo cortante octaédrico: se asume que el

material falla cuando τoct alcanza un valor k, característico del

material.

(σ1 - σ2)2 + (σ2 - σ3)2 + (σ3 - σ1)2 = 9K2 (20)

Este criterio, llamado de Von Mises, tiene la ventaja de que incluye los tres

esfuerzos principales y puede ser expresado en términos de las invariantes de

esfuerzos como J2 = 3K2 / 2.

107

3.1.4.1. Circulo de Mohr, Criterio de Coulomb y Ducker Prager.

Los criterios de falla que han resultado más útiles para las rocas no han sido

obtenidos por suposiciones matemáticas solamente, sino que son expresiones

construidas a partir de hipótesis físicas, estos criterios son el de Coulomb y el de

Ducker-Prager.

3.1.4.1.1. Circulo Mohr.

Dada la magnitud y dirección del esfuerzo máximo y mínimo, σ1 y σ3

respectivamente, es posible calcular el esfuerzo normal ( σ ) y tangencial ( τ ) en

cualquier otra dirección mediante las siguientes ecuaciones:

cos2θ2σσ

2σσθsenσθcosσσ 31312321

−+

+=+= (21)

sen2θ2σσθ cosθ )senσ(σ 31

31−

=⋅−=τ (22)

Estas ecuaciones proporcionan una descripción completa (bidimensional) del

estado de esfuerzo, cuya representación gráfica en un plano σθ vs τθ

corresponde a un círculo, conocido con el nombre de Círculo de Mohr, donde el

esfuerzo tangencial máximo viene dado por la ecuación (23) , el cual ocurre en

planos que forman mas o menos 45° con la dirección del esfuerzo principal mayor.

2σσ 31

max−

=τ (23)

Por otro lado, dados (σθ) y (τθ) que actúan sobre dos planos cualesquiera,

pueden encontrarse la magnitud y dirección de los esfuerzos principales.

108

Figura 57. Círculo de Mohr (Bravo y Pedrozo, 2005).

3.1.4.1.2. Criterio de Mohr – Coulomb.

La resistencia mecánica de los materiales geológicos está relacionada con la

resistencia al esfuerzo cortante o resistencia al corte la cual a su vez se

incrementa conforme lo hace la presión confinante.

Figura 58. Efecto de la Presión Confinante sobre la Resistencia al Corte (Vásquez, 2001).

En la figura 58 puede observarse el comportamiento de muestras de

un mismo material geológico, cuando son sometidas a diferentes presiones

confinantes. Al graficar los estados de esfuerzos cuando ocurre la falla,

109

encontraremos que los círculos de Mohr para los esfuerzos en las condiciones de

falla definen una envolvente tangente a los círculos. Esta envolvente de Mohr

(figura 59) representa los límites de resistencia mecánica para el material y

puede ser definida como una función τ = f (σ); lo que implica:

Condiciones de esfuerzos por debajo de la envolvente son estables.

Condiciones de esfuerzos por encima de la envolvente no existen, ya que

el material ha fallado.

El Círculo de Mohr tangente a la envolvente ha alcanzado la resistencia

máxima en un determinado plano.

Figura 59. Criterio de Mohr – Coulomb (Vásquez, 1991).

La envolvente de Mohr no es una línea recta sino una curva usualmente

cóncava hacia abajo. Para facilitar el análisis, la envolvente se lineariza de

modo que equivale al criterio de falla por corte presentado por Coulomb,

basado en observaciones sobre el fenómeno de fricción. Por esta razón al

criterio se le conoce con el nombre de “Criterio Mohr-Coulomb’’, y se expresa

de la siguiente manera:

τ = C + σ’n* tg (β) (24)

110

Donde (τ) es el esfuerzo cortante, (C) es la resistencia a la cohesión, (β) es el

ángulo de fricción interna y (σ’n) es el esfuerzo normal efectivo.

Una vez determinada la envolvente de falla; puede analizarse la estabilidad

del hoyo, calculando los esfuerzos normales y tangenciales, asumiendo un

ángulo de corte de 45°, así pues se tiene:

Pfm*α2σσσ' 31

n −−

= (25)

2σσ 31

max−

=τ (26)

Este criterio predice el plano por donde se romperá el material.

3.1.4.1.3. Criterio de Drucker – Prager.

Este criterio constituye una extensión del criterio de Von Mises, el cual está

representado por un cilindro centrado en el eje hidrostático (σ1 = σ2 = σ3), y cuyo

uso es común en la descripción del punto de cedencia de los metales. En cambio

el criterio de Drucker - Prager está representado por un cono centrado en el eje

hidrostático y se relaciona más con el criterio de Mohr - Coulomb.

Figura 60. Criterios de Von Mises y Drucker-Prager en el espacio de los

esfuerzos principales (Vásquez, 1991).

111

El criterio de Drucker-Prager asume que el esfuerzo de corte octaédrico

alcanza un valor crítico cuando:

0=−+ KJI 21*α (27)

Donde:

( ) ( ) ( )[ ]213

232

2212 σσσσσσ

61

−+−+−=J (28)

3

σσσ 3211

+=

+I (29)

σ1 , σ2 y σ3 corresponden a los esfuerzos normales efectivos.

Los factores característicos del material, α y K, se relacionan con el ángulo de

fricción interna (α) y cohesión (C), de la siguiente manera:

( )β sen33

β sen2α−

=*

* (30)

β) sen(33β cosC6K

−=

*** (31)

Una gráfica de (J2)1/2 vs I1 a condiciones de falla, permite una evaluación

de la estabilidad de la roca.

El presente criterio a diferencia del de Mohr - Coulomb, si considera al

esfuerzo principal intermedio, cuyo efecto sobre el estado de falla de un material

dado, ha sido ampliamente comprobado a nivel de laboratorio. Sin embargo,

asume que su efecto es similar al del esfuerzo principal mayor y menor.

112

3.1.4.1.4. Criterio de Falla por Tensión (Ventana Operacional).

Los criterios vistos hasta ahora se refieren a falla por corte, la cual tiene

lugar, generalmente, ante densidades muy bajas de lodo de perforación, lo cual

resulta en problemas para el hoyo como colapso o derrumbe del mismo.

Si por el contrario la densidad del lodo es muy alta, tal que el esfuerzo

principal menor excede la resistencia de la roca, ocurren fracturas dentro del

pozo, junto con los inconvenientes asociados, pérdida de circulación, etc., tal

situación se expresa de la siguiente manera:

σ3 > to

Donde:

σ3 = esfuerzo principal menor.

t0 = resistencia a la tensión del material.

En realidad, la falla en la pared del hoyo depende de la magnitud relativa

entre los esfuerzos principales. De manera que altas densidades también

conducen a fallas de corte, según la inversión (σ1 σ3) en el campo de

esfuerzos alrededor del hoyo.

Los criterios de fallas aquí presentados definen, para una situación dada, una

densidad mínima y una máxima bajo la cual el hoyo es mecánicamente estable.

Tal rango de densidad se conoce como Ventana Operacional.

3.1.5. Mecanismos de Fallas.

Para un material elástico, la relación entre los esfuerzos de corte y los

esfuerzos normales puede ser descrita por un círculo y graficada en coordenadas

cartesianas, colocando los esfuerzos normales en el eje de las abscisas y los

esfuerzos de corte en el eje de las ordenadas (figura 61). La forma de utilizar

113

este círculo, llamado círculo de Mohr, para determinar el mecanismo de falla de

la formación, se reduce a definir la envolvente de ruptura a partir de la cual el

material falla, tomando como parámetros la presión de sobrecarga, la presión de

poros y el diferencial de presión entre la formación y el pozo.

De esta forma los mecanismos de falla en las formaciones productoras

pueden resumirse básicamente en cuatro tipos:

Esfuerzo de Cohesión: se refiere a la fuerza que mantienen unidos los

granos de la formación productora e impiden el flujo libre. La roca

adquiere su cohesión, a través de los procesos diagenéticos como

mecanismos de compactación, recristalización y solución. Las rocas que

han sufrido poco grado de compactación y que no poseen mucho material

cementante, son fácilmente disgregadas y se conocen como friables, este

tipo de rocas se encuentran por lo general en formaciones someras no

sometidas a un intenso tectonismo. Otro factor que contribuye a la

cohesión de la roca, es la fuerza capilar que se produce entre los granos

de la roca y el fluido humectante.

Tensión: las fallas por tensión, ocurre cuando la tasa de producción es

tan alta que crea un diferencial de presión alrededor del pozo que

produce rotura de la formación, entonces, la roca falla por tensión,

debido a que es sometida por esfuerzos superiores a su resistencia por

tensión.

Colapso de Poros: la presión de sobrecarga, a la cual está sometida la

formación es soportada por los granos que constituyen el esqueleto

mineral del sistema, así como también por los fluidos contenidos dentro

del espacio poroso, de tal manera que el esfuerzo al cual está sometido el

esqueleto mineral es una fracción del esfuerzo total aplicado, el cual se

denomina esfuerzo efectivo. El esfuerzo efectivo al que está sometido el

material aumentará a medida que se reduce la presión de poros y puede

llegar a producir roturas en el esqueleto mineral, colapsando los poros.

114

Corte o Cizallamiento: ocurren cuando la combinación de esfuerzos

intercepta la envolvente de ruptura, debido a que la roca es sometida a

un campo de esfuerzo, de tal forma que su resistencia al corte es

alcanzada. La resistencia al corte de los materiales porosos es variable y

aumenta linealmente con los esfuerzos compresionales.

Figura 61. Circulo de Mohr y Envolvente.

3.1.6. Efecto de otros Factores en la Resistencia.

La resistencia al corte no solo está influenciada por la presión confinante;

aparte de la presión de confinamiento el factor que más afecta la resistencia al

corte es la porosidad. Si todas las condiciones son iguales, el ángulo de fricción

aumenta a medida que disminuye la porosidad. Otro factor de importancia es el

esfuerzo principal intermedio ya que el ángulo de fricción es directamente

proporcional a su magnitud. Otros parámetros de importancia son aquellos que

involucran la composición de la arena tales como tamaño de grano, distribución

granulométrica, angularidad de partículas y tipo de mineral.

Por otra parte, como en el interior de la corteza terrestre deben existir

fuerzas de tipo hidrostático que producen un confinamiento en las rocas que la

conforman, por consiguiente es de esperar que la resistencia de las rocas a la

115

ruptura aumente al aumentar la profundidad. Para comprender cómo aumenta la

resistencia de las rocas bajo el efecto de la presión de confinamiento, se han

realizado ensayos de laboratorios donde la muestra se somete no sólo a una

compresión axial, sino que ésta se envuelve en una chaqueta metálica, que

impide su expansión lateral, causando una presión de confinamiento. En

experimentos mas elaborados se somete la parte lateral de la muestra a una

presión de confinamiento constante, la cual es proporcionada por aceite, de

manera que σ2 = σ3, luego se incrementa gradualmente el valor de σ1, esta

prueba se conoce como prueba triaxial, los resultados experimentales se

muestran a continuación:

Figura 62. Curvas esfuerzo-deformación para quarzita Rand a varias presiones

de confinamiento (Jaeger y Cook, 1969).

Como se puede apreciar en la figura 62, todas estas curvas presentan

aproximadamente el mismo valor del Módulo de Young en su parte lineal. Sin

embargo a medida de que la presión de confinamiento se incrementa, la región

lineal de la roca se hace mayor, terminando abruptamente en fractura o falla. Se

puede notar también que, a medida que se incrementa la presión de

confinamiento, el punto de cede tiene mejor definición. Para cualquier valor de

σ3, la máxima ordenada de la curva esfuerzo-deformación definirá la resistencia

de la roca para una presión de confinamiento dada. Se llamará esfuerzo a carga

116

pico a los valores de σ1 y σ3 que causan la fractura.

Experimentalmente se observa que el comportamiento descrito anteriormente

es seguido por la mayoría de las rocas. Sin embargo, un tipo de comportamiento

diferente lo exhiben ciertos tipos de roca, como los carbonatos y algunos

sedimentos, como se puede apreciar a continuación:

Figura 63. Curvas esfuerzo-deformación del mármol Carrara para varias

presiones de confinamiento. Los números sobre las curvas indican la presión de

confinamiento en bars (Jaeger y Cook, 1969).

Para presiones de confinamiento de hasta 500 bars, claramente se puede

identificar la región frágil. Pero para presiones de confinamiento de 85 bars y

mayores, no es posible identificar la región frágil y la roca se vuelve

completamente dúctil. En otras palabras, aunque se genere una deformación

permanente en la roca, ésta no pierde la facultad para resistir carga. La

conclusión para este caso es que existe una presión de confinamiento par la cual

existe una transición desde el estado típico de fragilidad al estado ductilidad

total. Este estado se denomina transición frágil-dúctil.

Por otro lado, se observa que el incremento de la temperatura de una

muestra rocosa produce comportamientos anómalos de la curva esfuerzo-

deformación. La siguiente figura muestra el efecto de la temperatura para una

117

muestra de granito:

Figura 64. Curvas esfuerzo-deformación para el granito a una presión de

confinamiento de 5 Kilobars a varias temperaturas (Jaeger y Cook, 1969).

Como se observa en la figura 64, a temperatura ambiente (25° C), la curva

presenta el comportamiento usual, donde podemos identificar las diferentes

regiones (elástica, plástica y frágil), pero a medida que se eleva la temperatura,

la región plástica se hace mayor, llegando a la ductilidad a los (800° C), esta

transición también se denomina frágil-dúctil.

La transición frágil-dúctil tiene importancia para los geólogos y geofísicos,

porque puede explicar muchos fenómenos que se observan en la corteza

terrestre. En particular, explica por qué en una corteza promedio no reproducen

terremotos luego de una cierta profundidad (aproximadamente a los 8 Km), ya

que las condiciones de confinamiento y temperatura de las rocas son propicias

para iniciar una transición frágil-dúctil. En un material dúctil los esfuerzos fluyen

y por consiguiente no hay fracturamiento. Este fenómeno también apoya la

teoría de tectónica de placas, ya que en ciertas regiones de la tierra se observan

terremotos a profundidad mayores de las esperadas, de manera que el material

frío y frágil debe haber sido transportado desde la superficie de la corteza hasta

grandes profundidades, por las fuerzas tectónicas, y donde normalmente

118

deberíamos encontrar materiales con grandes estados de plasticidad.

3.1.7. Propiedades Mecánicas de la Roca.

Es sabido que las mediciones en el subsuelo de propiedades mecánicas

calculadas a partir de perfiles de pozo, si bien tienen la ventaja de la continuidad

y el costo, adolecen de ser solo parcialmente representativas de todos los

fenómenos mecánicos que suceden en el reservorio; dado que el tipo de

medición usada (estimulación acústica) tiene la restricción de la escala de

energía aplicada.

Básicamente la mayor diferencia se halla en la interacción y estimulación de

microfisuras previamente abiertas o inducidas durante la perforación.

El avance de los sistemas computarizados ha permitido avanzar en la

simulación y correlación de mediciones en subsuelo versus comportamiento en

laboratorio. De hecho en estos momentos se han aceptado ampliamente las

mejoras de software que simulan a partir de datos dinámicos (calculados a partir

de perfiles) comportamientos estáticos (medidos en laboratorios), mediante la

creación de coronas virtuales y otros medios de inteligencia artificial o sistemas

expertos.

Estás son técnicas muy usadas en estimulación, pero al mismo tiempo de

registro y de análisis, nos permite optimizar por ejemplo: Relación de Poisson,

Modulo de Young, Angulo de Fricción Interna, Resistencia de la Roca a la

Compresión.

Cabe resaltar que las mediciones estáticas representan un marco efectivo

para validar y/o calibrar los modelos (Resistencia a la compresión sin presión de

confinante, Modulo de Young, Relación de Poisson) dado que existen diversos

factores que pueden variar los pesos y/o importancia de cada medición ante

distintos escenarios.

No obstante las aparentes incertidumbres metodológicas, el grado de

119

aproximación o fiabilidad de los modelos muestran un incremento de un orden

de magnitud, respecto a las técnicas anteriores. A su vez el uso de técnicas

interactivas y restricciones basadas en conocimientos mínimos permiten un

sustancial avance.

Es de notar que la integración de los parámetros dinámicos propios de la

perforación no siempre es lineal y directa, pero es allí donde los grupos

interdisciplinarios juegan su rol principal, y de hecho una de las bases mas

importante es la experiencia y criterios del personal de perforación y el detallado

análisis de los parámetros mensurables y cualitativos de las partes

correspondientes.

Por otra parte como se menciono anteriormente, existen metodologías

basadas en software que permiten estimar las propiedades mecánicas tal como

es el caso del software LMP (Logging Mechanical Propierties) que a partir de

datos de entradas, la corona virtual generada puede ser testeada bajo diferentes

presiones confinantes, lo cual permite simular condiciones de reservorio. Este

programa se basa en el modelo FORMEL del cual Raaen et al (1996) describe los

fundamentos teóricos. Ong et al (2000) describe el proceso que realiza el

programa LMP.

Si las propiedades mecánicas elásticas de la roca se obtienen a través de

ensayos uniaxiales o triaxiales realizados en el laboratorio son llamadas

propiedades elásticas estáticas, si estas propiedades de la roca son obtenidas a

través de registros sónicos se denominan propiedades dinámicas (Nes, 1998),

sin embargo, puede hacerse la conversión respectiva mediante correlaciones y

consideraciones teóricas establecidas por ciertos autores.

Los parámetros mecánicos de una formación pueden ser divididos en tres

grandes grupos, estos son:

Parámetros elásticos: para un medio isotrópico, existen dos módulos

elásticos independientes. Sin embargo, estos dos parámetros tienen una

parte real y otra imaginaria, es decir, que ambas variarán con frecuencia y

120

con niveles de esfuerzos, por lo que precisamente, materiales isotrópicos

es claramente una simplificación.

Parámetros de resistencia: la resistencia de un material depende del

nivel de esfuerzo, y los criterios de falla que describen los datos actuales

generalmente tienen como mínimo 2 ó 3 parámetros ajustables.

Esfuerzo in situ: técnicamente, los esfuerzos in situ no son propiedades

mecánicas de las rocas en formaciones bajo superficie. Sin embargo, los

esfuerzos in situ tienen influencia tanto en los parámetros elásticos como

en los parámetros de longitud, y sobre todo, el nivel de esfuerzo

determina si una roca está cargada críticamente o no. Los esfuerzos in

situ vienen dados por los tres esfuerzos principales y los tres parámetros

de orientación de estos esfuerzos principales. Adicionalmente la presión

de poros y la presión del pozo son importantes datos de entrada para las

evaluaciones de estabilidad.

3.1.7.1. Módulos Elásticos Dinámicos.

Los registros acústicos (como el sónico dipolar) miden el tiempo de tránsito

de las ondas compresionales (ondas P, que son ondas materiales en las que la

dirección del movimiento de las partículas es la misma que la de propagación de

la onda o formando un ángulo de 180° con la misma, las velocidades que miden

las ondas longitudinales son las Velocidades Primarias Vp) y las ondas de corte

(ondas S, que son ondas materiales, pero el movimiento de las partículas en el

interior del medio, forman un ángulo recto con la dirección de propagación de la

onda, las velocidades que miden las ondas transversales son las Velocidades

Secundarias Vs) entre un emisor y un receptor a una distancia determinada. Con

este registro en conjunto con el perfil de densidad se pueden estimar mediante

la ecuación de onda y la teoría de elasticidad los módulos elásticos dinámicos.

Los módulos elásticos calculados de esta manera dan resultados diferentes de

121

aquellos determinados por ensayos triaxiales (mediciones cuasi-estáticas o

estáticas).

Utilizando las velocidades de propagación de la onda compresional Vp y la

onda de corte Vs se pueden definir los módulos elásticos dinámicos por medio de

las siguientes ecuaciones:

Módulo de Young Dinámico:

ρ Vs2 (3 Vp

2 – 4 Vs2)

Ed = (32) (3 Vp

2 – 4 Vs2)

Coeficiente de Poisson Dinámico:

Vp2 – 2 Vs

νd = (33) 2 (Vp

2 – Vs2)

Módulo de Corte Dinámico:

Gd = ρ Vs2 (34)

Módulo Volumétrico Dinámico:

Kd = ρ Vp2 – 4/3 ρ Vs

2 (35)

Constante de Lamé:

λ = ρ Vp2 – 2 ρ Vs

2 (36)

Utilizando directamente las lecturas de los registros expresadas en unidades

de tiempo sobre longitud (rapidez), es decir, el inverso de la velocidad y las

relaciones de la teoría de elasticidad, se pueden entonces expresar los módulos

elásticos de la siguiente manera:

122

Relación de Poisson:

1

1*21

2

2

−⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

ΔΔ

−⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

ΔΔ

=

p

s

p

s

tt

tt

υ (37)

Modulo de Young (psi):

( )υ+= 1*2 GE (38)

Modulo de Corte (libras/pulg 2 ):

atbGs

*2Δ=

ρ (39)

Modulo Volumétrico (psi):

att

Ksp

bb *3

4122 ⎟

⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

Δ−

Δ= ρ (40)

Compresibilidad:

b

b KC 1

= (41)

Donde:

a = 1,34 x 1010 (constante siempre que la ρ se exprese en gr/cc)

ρ = densidad en gr/cc

∆tp = tiempo de tránsito de la onda compresional en μseg/pie

∆ts = tiempo de tránsito de la onda de corte en μseg/pie

La siguiente tabla muestra las constantes y parámetros elásticos más

comunes en los diferentes tipos de rocas (tabla 3).

123

Tabla 3. Parámetros Elásticos en Rocas y Minerales.

Nombre K (x106) G (x106) E (x106) μ λ

Arenisca 3,48 2,17 - 2,90 6,67 0,23 2,0

Caliza 5,80 3,62 8,99 0,25 2,4

Dolomita 7,25 3,33 8,70 0,30 3,5

Granito 3,62 2,17 - 3,62 5,80 - 7,97 0,20 1,3

Halita 3,33 2,17 5,22 0,24 1,3

Yeso 6,81 3,91 9,86 0,26 2,9

Anhidrita 8,12 4,49 11,45 0,26 3,5

Cuarzo 6,52 5,07

Calcita 8,70 – 10,15 7,25 - 8,70

donde:

K = Módulo de Compresibilidad (lb / pulg2).

G= Módulo de Cizallamiento o corte (lb / pulg2).

E= Módulo de Young (lb / pulg2).

μ = Coeficiente de Poisson (adimensional).

λ = Parámetro de Lamé (adimensional).

Es de resaltar que está establecido que los módulos dinámicos son mayores

que o iguales a los módulos estáticos. El módulo de Young dinámico puede ser

hasta 4 veces mayor que el módulo de Young estático y la relación de Poisson

dinámica puede ser hasta 3 veces mayor que la reacción de Poisson estática;

dependiendo del material. (Vásquez y R. Andrés. (2001) Introducción a la

Geomecánica Petrolera).

3.1.7.2. Módulos Elásticos Estáticos.

Módulo de Young (Ee): se define como la relación entre la deformación

axial debido al esfuerzo axial y mide la resistencia de la roca cuando ésta

es comprimida axialmente. (Bertorelli y col., (1998) Manual de Términos

124

Básicos para la Interpretación de Resultados Geomecánicos). Se obtiene a

partir de la curva tensión – deformación generada a partir del ensayo de

compresión simple.

σa Ee = (42) εa

Un Módulo de Young (E) bajo indica un material con alta deformabilidad,

mientras que si (E) es alto, es señal de baja deformabilidad. El valor de

(E) para rocas está entre 0,5 y 12x106 psi.

Coeficiente de Poisson (νe): es la relación entre la deformación

transversal y la deformación longitudinal.

εy νe =- (43) εx

Para rocas consolidadas la relación de poisson se mantiene dentro de un

rango de 0,15 - 0,25. Para rocas débiles y porosas puede aproximarse a

cero y hasta hacerse negativa. Para arenas no consolidadas es cercano a

0.5.

Módulo de Corte (Ge): es una medida de la resistencia de la muestra

contra la deformación de corte.

E

Ge = (44) (1+ν)

Para un fluido (G) = 0, para un sólido, (G) es un número finito. Para la

mayoría de los materiales, (G) corresponde a la mitad de (E).

125

Modulo Volumétrico (Ke): está definido como la relación del esfuerzo

hidrostático (σp) relativo a la deformación volumétrica (εv).El módulo

volumétrico es una medida de la resistencia de la muestra a la compresión

hidrostática.

σp Ke = (45) εv

El inverso del módulo volumétrico se conoce como compresibilidad

volumétrica.

Coeficiente Poroelástico de Biot (α): utilizando el principio de

esfuerzos efectivos se sabe que parte del esfuerzo total (σ) sobre un

elemento de material poroso es llevado por el esqueleto mineral (esfuerzo

efectivo, σ’) y parte por la presión de poros, tal como lo demuestra la

ecuación siguiente:

σ = σ’ + αP (46)

donde:

σ: Esfuerzo total

σ’: Esfuerzo efectivo

α: Coeficiente Poroelástico de Biot

P: Presión de poros

Por lo tanto, el coeficiente poroelástico de Biot mide la eficiencia de la

presión de poros para soportar los esfuerzos totales. En sistemas porosos

con buena interconexión, como el caso de arenas con porosidades y

permeabilidades altas, el valor de α es 1. Por el contrario en sistemas sin

porosidad como metales, el valor de α es 0, y por lo tanto los esfuerzos

efectivos y los esfuerzos totales son iguales.

126

El Coeficiente Poroelástico de Biot, implica que la cementación entre

partículas influye en la transmisión de la presión de poros a la fase sólida.

En el caso en que no exista cambio en la porosidad, para un igual cambio

en la presión de confinamiento y de presión de poros, y que el espacio

poroso esté conectado el coeficiente poroelástico de Biot viene dado por:

Cs

α = 1 - (47) Cb

Donde:

Cs: Compresibilidad de grano

Cb: Compresibilidad total

El valor del coeficiente poroelástico de Biot (α) de una roca de interés

debe ser medido en el laboratorio utilizando un tipo de ensayo

geomecánico especializado de carga isótropa que produce valores

estáticos. Sin embargo, el valor de (α) también puede ser estimado por el

registro acústico, pero desafortunadamente éste es un valor dinámico que

siempre es bastante menor que los valores estáticos calculados en el

laboratorio. Por lo tanto es importante tener valores de la constante

poroelástica de Biot medida en el laboratorio y no utilizar los valores

calculados directamente por el registro acústico. La diferencia entre los

valores estáticos y dinámicos puede ser substancial, lo que va a tener un

gran efecto en el cómputo de los esfuerzos efectivos.

Punto Cedente límite de elasticidad (yield)・・・: es el principio de la

deformación no elástica irreversible, no equivalente a la falla.

Generalmente conlleva a la consolidación de la roca. El efecto sobre la

deformación es modelado con teorías elastoplásticas.

127

Por otra parte, al realizar una prueba triaxial sobre un espécimen de roca no

sólo podremos calcular el módulo de Young, sino támbien es posible inferir la

relación de Poisson, que viene dada por la expresión (ν)=ε2/ε1. La ventaja de

calcular una segunda constante elástica estriba en el hecho de que la teoría de la

elasticidad muestra que sólo dos constantes son independientemente y el resto

de ellas pueden calcularse en base a esas dos. La siguiente tabla resume las

relaciones entre las diferentes constantes elásticas:

Tabla 4. Resumen de las relaciones entre las diferentes constantes elásticas.

Donde: Modulo de Young (E), Relación de Poisson (ν), Módulo Volumétrico (K),

Coeficiente de fricción (μ), Constante de Lame (λ), (Vásquez, 1991).

3.1.7.2.1. Módulos Elásticos Estáticos a partir del Software LMP.

El programa LMP (Logging Mechanical Properties) usa datos de registros de

pozos para determinar el esfuerzo compresivo y los modulos elásticos estáticos

)21(K3E ν−=

)1(G2E ν+=

GK3KG9E+

=

GG23GE

+λ+λ

=

νν+

λ=3

1K

ν−ν+

=21

1G32K

G32K +λ=

)GK3(2G2K3

+−

=ν

ν−ν

=λ

212

G

ν=+λλ 2

G

ν−=+λ

21G

G

)1(2GG2

ν−=+λ

+λ

)1(2GG23

ν+=+λ+λ

)2(2GG43

ν−=+λ+λ)21)(1(E ν−ν+

νλ

=

128

de la formación. Este método se diferencia de los cálculos de las propiedades

mecánicas de manera convencional por que estima las propiedades elásticas

estáticas mejor que a partir de las propiedades dinámicas de la formación. Esto

se realiza simulando numéricamente a una roca pruebas mecánicas a partir de

una muestra de roca ficticia. La muestra de roca ficticia es construida basada en

datos de litología, velocidades acústicas y registro de densidad.

El programa produce un registro continuo de las propiedades mecánicas tales

como: resistencia y módulos elásticos estáticos vs profundidad.

El programa lmp procesa las curvas de entrada y calcula los parámetros

elásticos estáticos de salida nivel por nivel, no solo a una profundidad específica.

El programa constitutivo permite simulaciones numéricas de procesos diferentes

tales como núcleo y pruebas de mecánicas de roca triaxiales. Estas simulaciones

son desarrolladas aumentando o disminuyendo numéricamente los esfuerzos que

actúan sobre la roca en pasos suficientemente pequeños. Después de cada paso

todos los modelos cuantitativos envueltos son actualizados antes de que un

nuevo paso es desarrollado. Este proceso continua hasta que algún criterio que

describe algún tipo de falla ocurre o algún esfuerzo pre-definido es alcanzado.

El programa comienza con las propiedades de las rocas en un estado in-situ,

el programa simula el estado del núcleo a partir de un núcleo ficticio

incrementalmente disminuyendo los esfuerzos que actúan sobre el material de

manera que parece un verdadero proceso de núcleo. Entonces, el programa

simula una prueba triaxial de este material de núcleo ficticio incrementalmente

aumentando el esfuerzo efectivo. Primero, los esfuerzos son incrementados

hidrostáticamente más de lo usual para confinar un esfuerzo especificado. Luego,

el esfuerzo radial se mantiene constante mientras el esfuerzo axial es

incrementado hasta alcanzar el nivel del esfuerzo máximo, eso es cuando el

Modulo de Young estático axial se convierte en cero. Este valor de esfuerzo

máximo es considerado como la resistencia del material.

Matemáticamente el programa resuelve un sistema no lineal de ecuaciones

diferenciales aumentando o disminuyendo el esfuerzo efectivo que actúa sobre la

129

roca en pequeños pasos hasta que la muestra falla.

La simulación realizada por el lmp, es basada sobre el Modelo FORMEL, el

cual describe los comportamientos microestructural colectivo de los componentes

de la roca durante la carga de esfuerzo. Una parte importante de este modelo lo

representa la descripción de las diferencias entre los módulos estáticos y

dinámicos de la roca. La diferencia es particularmente causada por efectos del

fluido. Sin embargo, existe una gran diferencia incluso en rocas secas, esta

diferencia es causada principalmente por el hecho que ciertos mecanismos de

deformación requieren una amplia amplitud de esfuerzo para ser activado. Tales

mecanismos son: La compactación a plastificación del contacto de granos,

colapso de poros, y deslizamiento de corte a lo largo de las superficies internas.

Durante las amplitudes pequeñas de cargas dinámicas excitadas por una onda

acústica, estos mecanismos no son activados, es así que la rigidez dinámica es

más alta que la correspondiente a la rigidez estática. El modelo describe como

ambos los módulos tangenciales estáticos y dinámicos de rocas secas cambian

con un cambio en esfuerzo y deformación. En futuro este modulo se denota solo

modulo y no debe ser confundido como modulo secante. Adicionalmente la

historia de efectos del estado actual, esfuerzos y deformación son también

tomados en cuenta.

A continuación se muestra el proceso de manera general representado en

flujo del programa LMP. Como ciertos aspectos relacionado a su procesamiento

interno.

130

Figura 65. Proceso de Flujo del LMP (Logging Mechanical Properties). Con datos

de curvas de velocidades acústicas, densidad, porosidades y litología una

muestra de núcleo virtual es construida. Esta muestra esta expuesta al

incremento de esfuerzo, el cual produce una curva esfuerzo – deformación. A

partir de esta curva los parámetros de Resistencia como los Módulos Elásticos de

la roca son derivados.

Produce una muestra

de núcleo virtual

Aplicación deEsfuerzos Virtuales a la muestra

σa

σr

Produce curva Esfuerzo -

Deformación

σa

εr εa

Propiedades Mecánicas Estáticas: Resistencia de la Roca, Módulo Elástico Relación de Poisson, Compresibilidades

- Velocidad de Onda Compresional y de Corte (Dtc, Dts respectivamente). - Porosidad - Litología - Densidad

Registros de entrada:

131

Figura 66. Mediciones de Laboratorio, curva típica de Esfuerzo-Deformación. A

partir de esta curva las propiedades son derivadas incluyendo la relación de

Poisson, módulo de Young y el esfuerzo de formación compresivo.

Figura 67. El programa lmp simula pruebas de laboratorio mecánicas bajo

diferentes presiones de confinamiento para generar la envolvente de falla de

Mohr-Coulomb, permitiendo el estudio de los esfuerzos de la roca bajo varias

condiciones de producción y perforación.

Deformación Axial εa (contracción) Deformación Radial εr (extensión)

Esfuerzo

ΔσaΔσa

ΔεaΔεr

Resistencia Compresiva

Cierre de microfracturas Preexistentes

Linealmente Elástico

Nuevas

Incremento de la densidad de

Macro - falla Por unión de

microfracturas

Desplazamiento o Macrofractura

Mediciones de Laboratorio, Curva Típica Esfuerzo-Deformación

Presión de Confinamiento

Durante la Perforación

Esfuerzo Compresivo

(MPa)

Compactación

Durante la Producción

Esfuerzo de Formación Tranquila

132

Figura 68. El lmp genera un perfil continuo de la formación de esfuerzo

compresivo y las propiedades mecánicas de la roca con profundidad.

Figura 69. El procesamiento del lmp es muy parecido al comportamiento de la

roca durante pruebas de laboratorio, simulando la deformación en las fronteras

de los granos de arena y alteraciones debido al cierre o deslizamiento de grietas

o fracturas pre-existentes y formaciones de nuevas fracturas.

133

3.1.7.3. Ensayos geomecánicos de laboratorio adicionales necesarios

para definir las propiedades de las roca.

El primer paso en el análisis geomecánico de cualquier formación, lo

constituye el conocimiento de las propiedades mecánicas de la roca, como se

explico anteriormente. Los medios para llegar al conocimiento de dichas

propiedades lo constituyen las pruebas de campo y los ensayos de laboratorio.

Para estos como ya se ha mencionado se necesitan muestras de la formación o

núcleos los cuales son utilizados en el laboratorio en conjunto con equipos

especiales con la finalidad de medir ciertos parámetros que dan lugar al

conocimiento de las propiedades mecánicas de las rocas, tales como: Relación de

Poisson, Modulo de Young, resistencia a la tensión y a la compresión y el

comportamiento esfuerzo-deformación.

A continuación se describen los ensayos comúnmente utilizados en el

laboratorio.

3.1.7.3.1. Compresión no confinada (UCS)

En este ensayo se comprime un cilindro de roca sin confinamiento hasta

alcanzar su resistencia máxima. Tradicionalmente se mide la resistencia máxima,

Módulo de Young y Relación de Poisson. Existen en la literatura algunas

correlaciones que ayudan a la determinación de este parámetro que vale la pena

mencionar ya que son de ayuda cuando no se cuenta con este valor.

Correlación de Knudsen.

Encontró una relación entre la porosidad de la formación y la resistencia a la

compresión no confinada UCS, diferencia una correlación para porosidades

menores o iguales a 30% y otra para porosidades mayores a 30%.

134

Hasta 30% de porosidad:

UCS = 258∗ e-9 φ (48)

Mayor de 30% de Porosidad:

UCS = 111.5∗ e-11.6 φ (49)

Correlación de Anderson.

Estableció una correlación que permite el cálculo de UCS a partir de otras

variables como volumen de arcilla, el módulo volumétrico, Relación de Poisson y

velocidad de la onda compresional de un registro sónico, cuya expresión es la

siguiente:

)Vsh78.01(*)21(*))1/()1((*Vp*K*10x3.3UCS 24220 +ν−ν−ν+= − (50)

Según Deere y Miller (1966) la clasificación de la resistencia de la roca en

función de su resistencia a la compresión uniaxial no confinada es la siguiente:

Tabla 5. Clasificación de la resistencia de la Roca.

135

3.1.7.3.2. Ensayo de Compresión triaxial.

En este ensayo se comprime un cilindro de roca, bajo una presión de

confinamiento constante, hasta llegar a su resistencia máxima.

Tradicionalmente se miden para una presión de confinamiento dada: la

resistencia máxima, el Módulo de Young, la Relación de Poisson, el

comportamiento esfuerzo deformación y la resistencia mecánica. Se utiliza con

otros ensayos triaxiales adicionales a diferentes presiones confinantes para

generar la envolvente de falla.

Con equipo especializado es posible realizar mediciones acústicas para

calcular módulos dinámicos. Este tipo de ensayo se realiza en una celda triaxial

que permite someter la muestra a diferentes condiciones de presión y

temperatura para simular las condiciones de yacimiento.

3.1.7.3.3. Ensayo de Cilindro Brasileño.

Este ensayo constituye un efectivo y simple método para medir resistencia a

la tensión de un material frágil. Un ensayo estándar usa una sección diametral

con el radio de la muestra aproximadamente igual a su espesor. Una carga lineal

es aplicada a la muestra a través de este diámetro. La distribución de esfuerzo

normal a lo largo del diámetro es uniforme y viene dada por la siguiente

expresión:

TD

PT o ***2

π=

(51)

Donde:

To: resistencia a la tensión (lpc).

P: carga de compresión (en línea) a falla (lb-f).

D: diámetro del espécimen (pulgadas).

T: espesor de la muestra.

136

3.1.7.3.4. Ensayo de Coeficiente de Biot.

Este ensayo realizado en una celda triaxial mide el coeficiente de Biot que

describe la eficiencia de las presiones de fluidos en contrarrestar los esfuerzos

totales aplicados.

Este importante parámetro, que oscila entre 0 y 1, sirve para calcular los

esfuerzos necesarios para iniciar y propagar la fractura y también para elaborar

correlaciones núcleo-perfil. Este ensayo se realiza aumentando la presión

confinante y la presión de poros simultáneamente a una tasa constante, hasta

que la presión de poros alcance el valor de la presión de yacimientos. Esta

primera parte determina la compresibilidad de grano Cs.

Para la segunda parte, la presión de poros se mantiene constante mientras la

presión confinante aumenta hasta alcanzar al esfuerzo horizontal. Esta segunda

parte del ensayo determina la compresibilidad total Cb del material bajo cargas

hidrostáticas.

El coeficiente de Biot, α puede ser calculado utilizando la siguiente relación:

α = 1-b

s

CC (52)

3.1.8. Componentes de un Modelo Mecánico del Subsuelo (MEM).

Según la implementación de Schlumberger, un Modelo Mecánico del Subsuelo

representa una compilación lógica de información relevante acerca de los

esfuerzos a que está sometido el subsuelo y las propiedades mecánicas de las

rocas que conforman un área determinada, un medio para actualizar esa

información rápidamente y un plan de utilización de la información para las

operaciones de perforación y el manejo de yacimientos. Comprende datos

petrofísicos y geomecánicos referentes al estado de un yacimiento, su

137

sobrecarga, y las capas límites adyacentes y, adicionalmente, provee un

conocimiento unificado de esos datos. Existen tres tipos de información clave:

mecanismos de falla, estado de esfuerzos y propiedades mecánicas de las rocas.

Por otra parte, para la ejecución exitosa de un programa de perforación

mediante la utilización de un MEM, es necesario contar con información en

tiempo real para actualizar el modelo.

Para la construcción y desarrollo de un MEM la metodología descrita a

continuación se adecua a diversos casos, a pesar que los detalles varían según la

disponibilidad de datos y las necesidades comerciales específicas para una

situación dada.

El primer paso del método consiste en acumular y auditar los datos

disponibles. Toda la información relevante se combina en un encuadre

coherente, el MEM, permite la predicción de las propiedades geomecánicas, tales

como esfuerzos, presión de poro y resistencia de la roca.

Algunos componentes de los esfuerzos de una formación pueden medirse

directamente y otros pueden derivarse de cantidades conocidas, pero algunos

deben estimarse en base a correlaciones, como se muestra en la figura 70. Las

pruebas de núcleos determina la resistencia a la compresión no confinada (UCS)

y algunos otros parámetros tales como el ángulo de fricción y la relación de

Poisson (υ).

138

Figura 70. Estados de Esfuerzos. Normalmente el esfuerzo vertical (σv), se

obtiene al integrar un registro de densidad desde la superficie hasta la

profundidad en cuestión. El esfuerzo horizontal mínimo (σh), se puede obtener a

partir de las operaciones de minifracturamiento hidráulico o a través de

correlaciones establecidas por ciertos autores en función de las propiedades

mecánicas de las rocas y la presión de poros (Pp), a partir de una medición MDT.

El esfuerzo horizontal máximo (σH), debe obtenerse a partir de correlaciones con

registros petrofísicos.

El esfuerzo vertical (σv), suele obtenerse mediante la integración de la

densidad a través de los estratos de sobrecarga. En algunos casos, no se

adquieren registros de formaciones someras, por lo que a veces se utiliza una

extrapolación exponencial de esfuerzos verticales para modelar la región de la

que no se adquieren registros.

La presión de poro (Pp), y el esfuerzo horizontal mínimo (σh), pueden

determinarse a partir de pruebas de integridad de la formación (FITs, por sus

siglas en inglés) y de operaciones de minifracturamiento hidráulico, tales como

los obtenidos mediante el Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT

139

en una configuración de prueba de esfuerzos con empacador dual. Las

mediciones de estos parámetros en puntos específicos calibran las correlaciones

de registros a través de todas las formaciones, por lo que representan una vía

esencial para validar los resultados obtenidos y disminuir la incertidumbre en los

mismos.

Los modelos de esfuerzos, tales como el modelo de Mohr-Coulomb, suele

utilizarse para relacionar (σh) con (Pp), (σv) y con el ángulo de fricción interna.

También se pueden utilizar otras correlaciones, pero requieren parámetros de

entrada adicionales que a menudo son difíciles de obtener. El ángulo de fricción

interna puede correlacionarse con el contenido de arcilla obtenido de los

registros geofísicos.

El esfuerzo horizontal máximo (σH), no puede determinarse en forma directa

como se mencionó anteriormente, por lo que hay que evaluar pistas para

determinar la mejor correlación dentro de un modelo de esfuerzo escogido. La

información correspondiente a las restricciones impuestas sobre (σH) incluye la

presencia o ausencia de ovalizaciones por ruptura de la pared del pozo,

mediciones de operaciones de minifracturamiento hidráulico, resistencia de la

roca y bases de datos locales o regionales. La dirección de (σH) es importante

para la determinación de la estabilidad del pozo y para la orientación de las

fracturas hidráulicas. Los datos sísmicos proveen información sobre la dirección

de los esfuerzos regionales al indicar fallas y rasgos compresivos y por tracción

relacionados con esos esfuerzos. Sin embargo, la proximidad con respecto a

dichas fallas y rasgos principales – como la Cordillera de los Andes – puede

alterar tanto la magnitud como la dirección de los esfuerzos locales, aun cuando

la conformación de ese rasgo no alterase el esfuerzo regional. Suele ser

necesaria una medida local de la dirección de los esfuerzos para complementar la

información regional. Las fallas y fracturas naturales pueden interpretarse a

partir de los datos de la herramienta de generación de Imágenes Ultrasónicas de

la Pared del Pozo UBI.

140

Mediante la registración de datos en el modo dipolar cruzado, una

herramienta de generación de Imágenes Sónicas Bipolar DSI, indica la dirección

de (σH). Las ondas de corte viajan a través de una formación se divide en ondas

rápidas que se mueven a lo largo de la dirección del (σH) más rígido y ondas

mas lentas a lo largo de la dirección del (σh) mas flexible. Los datos también

proveen una medida de la anisotropía de los esfuerzos azimutales.

Por otra parte, el módulo de Young, puede determinarse en base a las

velocidades de ondas compresionales y de corte registradas por los registros

acústicos. Sin embargo, existe un diferencia entre este módulo de Young

dinámico y el módulo de Young estático en una prueba de realizada sobre

material de núcleos. Para utilizar esta información a fin de obtener la resistencia

de la roca, uualmente en forma de UCS, se utilizan dos correlaciones. Primera

está la conversión de módulo dinámico a estático, después la transformación de

módulo estático a UCS.

Se supone que la resistencia a la tracción (T), en la mayoría de las

formaciones es aproximadamente la décima parte de la resistencia a la

compresión. En algunas situaciones, como la apertura de una fractura pre-

existente, la resistencia a la tracción del cuerpo rocoso es cero.

3.1.8.1. Información y parámetros necesarios para la construcción de

un Modelo Geomecánico y Establecimiento del Estado de Esfuerzos.

Para la construcción de un modelo geomecánico así como el establecimiento

de un estado de esfuerzo se presenta a continuación unas tablas con la

información fundamental e importante que se debe tener en consideración al

momento de desarrollar un estudio geomecánico como lo representan los

parámetros de la roca así como la fuente a partir de la cual se pueden estimar o

determinar.

141

Tabla 6. Fuentes de Información utilizadas para construir un Modelo Geomecánico. Datos de geología, mapas estructurales y datos de sísmica (identificación de regímenes) que ayudan al entendimiento del dirección del esfuerzos.

142

Tabla 7. Construcción del Modelo o Estado de Esfuerzos.

Estado de Esfuerzos

In-situ

Orden de los Esfuerzos

principales

Literatura – Historia y Ajuste Tectónico. Mapeo Estructural (Sísmica).

Tipos de fallas, estructuras compresión- anticlinales. Persistencia – que tan reciente es la falla? Orientación de las fallas.

Dirección de los

Principales Esfuerzos

Mapas Estructurales - Sísmica Breakout data – Caliper.

Dual Caliper en pozos < 100 de la vertical Imágenes UBI

Inversion de eventos de breakout and slippage a partir de Registros de Imágenes. Orientación de fracturas inducidas en Perforación – solamente en pozos verticales.

Magnitudes de los

Principales Esfuerzos

Esfuerzo vertical Fuentes de Datos – registros, núcleo, reportes de

ripios y derrumbes. Si no existe data disponible asumir psi/ft.

Esfuerzo de Presión de Poro Fuentes de datos – clientes, registros, reportes de

perforación. Si no hay data disponible asumir presión

hidrostática 0.433 psi/ft.

Mecanismos de Deformación

Falla de corte. Falla por tensión. Activación de Falla. Química.

Caracterización de Roca

Propiedades Mecánicas. Estructura de Roca; fracturas/estratificación. Petrofísica.

3.2. Herramientas Acústicas.

Las herramientas acústicas están compuestas por uno o varios receptores de

ondas acústicas colocados a una distancia de uno o varios emisores de ondas.

Estas herramientas tienen circuitos electrónicos que permiten medir tiempos de

tránsito de las ondas a medida que se mueve la herramienta en el pozo, y

conociendo la distancia viajada por la onda es posible conocer la velocidad de

propagación de las ondas. En otras palabras, estas herramientas miden el tiempo

de tránsito de las ondas compresionales y de las ondas de corte entre un emisor

y un receptor a una distancia determinada.

Las herramientas de mediciones acústicas han existido desde hace muchos

143

años, sin embargo estas solo medían el tiempo de llegada de las ondas P.

La primera generación de estas herramientas tenían un emisor y un receptor

a una distancia fija, por lo que el tiempo de transito permitía calcular la velocidad

de propagación en unidades de distancia sobre tiempo (o la rapidez, en unidades

de tiempo/longitud). Para corregir problemas de centralización y de calidad de

hoyos se modificaron estas herramientas para incluir varios receptores y

emisores, estas segunda generación de herramientas se conocieron como

sónicos compensados, las cuales eran herramientas monopolares (sin

polarización) con lecturas analógicas donde se escogía el tiempo de llegada de la

onda P viendo la forma de la onda grabada, las cuales estuvieron en el mercado

por mucho tiempo, hasta que a mediados de los años 80 aparecieron las ultimas

generaciones y las mas utilizadas las cuales se explican a continuación:

Sonicos Monopolares: permiten procesar el tren de ondas completo,

compuesto por las ondas P, S y Stoneley. Estas herramientas permiten

medir los tiempos de tránsito de las ondas P y S los cuales permiten

calcular las velocidades de propagación de dichas ondas para elaborar un

registro completo del pozo. El conocimiento de las velocidades de

propagación (o el tiempo de tránsito) de las ondas P y S permite calcular

los módulos elásticos dinámicos de una manera directa, utilizando la

ecuación de onda y la teoría de elasticidad. Las herramientas monopolares

permiten que el tiempo de llegada de las ondas P sea fácil de determinar

para casi todo tipo de formación consolidada ya que esta es rígida. Sin

embargo, el tiempo de llegada de la onda S resulta mucho más

complicado, especialmente si la formación es de una rigidez que se

aproxime al tiempo de tránsito de las ondas en el lodo del hoyo, tal y

como se presenta en formaciones no consolidadas. Las herramientas

monopolares contienen un emisor omnidireccional de presión, el cual crea

un pulso de onda compresional en el fluido de perforación, que a su vez

se propaga hacia la formación. Cuando este pulso llega a la pared del

pozo, esta perturbación radial a su vez excita ondas compresionales y de

144

corte que se propagan hacia dentro de la formación. A medida que estas

ondas compresionales y de corte se propagan en la formación y de

regreso al pozo, las mismas inducen un tren de ondas compresionales en

el fluido, conocidas como ondas de cabeceras (head waves), las cuales

son las únicas ondas medidas por los receptores de la herramienta. Las

ondas compresionales en la formación siempre son más rápidas que las

ondas a través del fluido del hoyo; sin embargo, las ondas de corte en

algunas formaciones de poca rigidez pudieran ser más lentas que las

ondas del fluido del hoyo. Las ondas de cabecera se crean solamente

cuando la velocidad de las ondas en la formación son más rápidas que las

del fluido y por lo tanto la onda compresional siempre se puede medir por

herramientas monopolares. Luego de las ondas de cabecera, llegan las

ondas de tubo y las ondas Stoneley, las cuales son ondas dispersivas (su

velocidad es dependiente de la frecuencia). La onda de tubo se produce

por las reflexiones de las ondas emitidas reverberando en el hoyo. Las

ondas Stoneley son ondas de superficie que se forman alrededor del hoyo

y que viajan más despacio que las ondas del fluido del hoyo. Por lo tanto,

no es posible medir las ondas de corte en formaciones no consolidadas

(de baja rigidez – formaciones lentas), con herramientas monopolares.

Figura 71. Propagación de ondas de una herramienta acústica monopolar en

una formación consolidada con alta rigidez (Vásquez, 2001, p.13-10).

145

Figura 72. Propagación de ondas de una herramienta acústica monopolar en

una formación no consolidada con baja rigidez (Vásquez, 2001, p.13-11).

Sónicos Dipolares: las herramientas acústicas dipolares fueron creadas

para medir los tiempos de tránsito de la onda de corte en formaciones de

poca rigidez. Esta herramienta utiliza emisores direccionales en forma de

pistones que crean un aumento de presión en un lado del pozo y una

disminución de presión en el otro lado. Este cambio de presión causa una

perturbación de tipo dipolar (por ello su nombre), la cual crea una

pequeña flexión de las paredes del hoyo. Esta pequeña flexión se propaga

como una onda flexural que es dispersiva, ya que a bajas frecuencias

tiene la misma velocidad de la onda de corte y a frecuencias más altas

tiene valores de velocidad mayores. Las herramientas dipolares pueden

medir estas ondas flexurales hasta en las formaciones menos rígidas y por

lo tanto su uso en este tipo de formación se hace obligatorio.

146

Figura 73. Principio de operación de un transmisor dipolar en las herramientas

acústicas (Vásquez , 2001, p.13-13).

Es de resaltar, que estudios y análisis han demostrado que en un medio

infinito, elástico e isotrópico puede sostener solamente dos tipos de ondas las P

y S, las velocidades de onda P para barras es diferente (menos rápida) que la

velocidad en medios infinitos; mientras que la velocidad de corte en barras es

igual a la velocidad en medios infinitos. Es por esto que muchos métodos

experimentales de laboratorio utilizan la onda de corte para determinación de

parámetros en el campo. Por el contrario si el medio no es infinito sino que

contiene una frontera, entonces es posible que existan otros tipos de ondas tales

como las ondas Rayleigh y las ondas Love. En geometrías complejas tales como

cilindros llenos de fluidos en medios infinitos (hoyos de perforación), es posible

que existan otros tipos de ondas conocidas como ondas de fluido (mud wave) y

de tubo (tube wave), entre las cuales destacan las ondas Stoneley. En la

actualidad, generalmente las aplicaciones geomecánicas de ondas, trabajan

principalmente con las ondas compresionales y de corte debido a lo sencillo del

modelo infinito elástico e isotrópico, como se explico anteriormente. Sin

embargo, muchos centros de investigación están desarrollando teorías que

trabajan con otros tipos de ondas.

147

Figura 74. Ejemplo de una herramienta petrofísica para medir ondas acústicas

(Vásquez, 2001, p.13-7).

3.1.3. Aplicaciones de la geomecánica en la industria petrolera.

La Geomecánica aplicada a la Ingeniería de Petróleo es una rama

especializada de la Ingeniería que aplica mecánica de sólidos, matemática y

física, para cuantificar como las rocas y suelos que afectan proyectos de

ingeniaría de petróleo, como estabilidad de pozos y producción de petróleo y gas

por: ΔEsfuerzos, ΔPresión, ΔTemperatura y ΔQuímico.

El empleo de la geomecánica es de vital importancia en la ingeniería de

petróleo. Un ejemplo de ello sería, en la definición de la trayectoria de mayor

estabilidad para pozos horizontales (desviados) e inclinados a través del

conocimiento de la magnitud y dirección de los esfuerzos en sitio. Estas definen

la trayectoria de mayor estabilidad para pozos horizontales y de gran desviación.

Los pozos tendrán una mayor estabilidad si son perforados en la dirección

perpendicular al esfuerzo principal menor (paralelo al esfuerzo principal mayor).

Con la ayuda de la geomecánica, mediante la determinación de la envolvente

de falla de la roca, se puede estimar un rango óptimo de peso de lodo que

148

permita mantener la integridad del hoyo durante la perforación. Los problemas

de estabilidad pueden existir aun después de la perforación, debido a que la

mayoría de los pozos horizontales son completados a hueco abierto y la

reducción de presiones de poro en el yacimiento causa un aumento de los

esfuerzos efectivos.

En rocas consolidadas, la resistencia al arenamiento viene dada por el grado

de estabilidad de las cavidades producto de las actividades de cañoneo. Si estas

cavidades son estables durante la vida del pozo, nunca existirá desprendimiento

de partículas. La estabilidad de estas cavidades está controlada por el estado de

esfuerzos alrededor de ellas (el cual viene dado por el diferencial de presión y la

tasa de flujo) y por la resistencia de la roca. Con ayuda de la geomecánica, se

puede determinar un gradiente de producción (diferencial de presión crítico) de

manera de minimizar los problemas de arenamiento.

En rocas no consolidadas, el problema de producción excesiva de arenas es

causado cuando los esfuerzos desestabilizadores, que actúan sobre la formación

(tasa de flujo y gradiente de presión) son mayores que la resistencia mecánica

de la misma. Cuando se excede esta resistencia, ocurre un desprendimiento de

granos del material de la formación, causando el fenómeno de arenamiento.

Resulta necesario entonces conocer el estado de los esfuerzos y la envolvente de

falla de la formación, para poder determinar el gradiente de producción critico

que no cause producción de arena.

En yacimientos fracturados naturalmente como lo presenta el caso en

estudio, resulta necesario determinar las direcciones de las fracturas naturales.

Las fracturas se abren perpendiculares a la dirección del menor esfuerzo

principal que existía cuando se originó dicha fractura. Esto va a ser de mucha

importancia para yacimientos fracturados en rocas de baja permeabilidad, ya que

la producción ocurre principalmente por los sistemas de fracturas naturales y no

por la matriz.

El uso de núcleos orientados, en conjunto con los análisis geomecánicos de

laboratorio, también se puede utilizar para la determinación de los esfuerzos en

149

sitio, los cuales son causantes de la fractura. Esto ayudará a determinar la

dirección óptima de los pozos desviados y horizontales, que interceptan el mayor

número de fracturas naturales, para poder así tener una mayor producción de

hidrocarburos.

En yacimientos someros de arena no consolidada, ocurre una compactación

en las arenas productoras a medida que disminuye la presión de yacimiento. Si

las condiciones geométricas y la rigidez de las capas suprayacentes cumplen

ciertos requisitos, la compactación de las arenas del yacimiento pueden causar el

fenómeno de subsidencia. Este grado de compactación de las arenas se calcula

mediante ensayos de laboratorio especiales y conociendo el estado de los

esfuerzos en el yacimiento. Este permite calcular el volumen de crudo que se

puede producir debido al mecanismo de compactación, lo que tiene un gran

impacto sobre las reservas recuperables.

La determinación de las magnitudes de los esfuerzos permite definir el tipo de

régimen de esfuerzo que rige a la cuenca, ya sea éste compresional, extensional

o transcurrente, así como, las condiciones límites para mantener la integridad del

hoyo. Adicionalmente, los valores de dichas magnitudes se emplean en los

procesos de estimulación, como es el caso en el diseño de un fracturamiento

hidráulico.

Por lo antes expuesto se puede afirmar que la aplicación de la Geomecánica

trae consigo una serie de ventajas aplicables a proyectos de pozos, ya sea

durante la perforación, durante la completación en la vida útil, hasta el abandono

del campo, en aspectos como: la optimización de la perforación, evitar la

inestabilidad en regiones de sobre-presurización, control de arena y procesos de

fracturamiento hidráulico, instalación de equipos de superficie, entre otras.

150

Figura 75. Aplicaciones prácticas de la geomecánica en pozos y yacimientos.

3.1.11. Parámetros de diseño en la perforación.

En la etapa de diseño se deben establecer ciertos parámetros que permitan

construir el pozo de manera rápida y segura. Controlando los problemas mas

comunes que se puedan presentar en la perforación como: inestabilidad del

hoyo, avenamiento, arremetidas, fracturamiento hidráulico, entre otros.

Algunos de los parámetros de diseño más importantes de establecer cuando

se perforan son: dirección y trayectoria del hoyo y densidad del lodo, los cuales

se describen a continuación.

3.1.11.1. Dirección e Inclinación del hoyo.

La inclinación y dirección del hoyo afectan notablemente la estabilidad del

mismo. La distribución desigual de los esfuerzos tangencial y axial tiende a

producir inestabilidad del hoyo, cuando los esfuerzos inducidos sobre la roca son

superiores en magnitud a la resistencia mecánica.

Esta distribución de los esfuerzos alrededor del hoyo depende del régimen de

esfuerzos y de la magnitud relativa de los componentes de esfuerzos in situ.

151

En el caso de un hoyo perforado con en un régimen de esfuerzos normal con

esfuerzos horizontales iguales y un esfuerzo vertical mayor, si se mantiene una

dirección de hoyo fija, a medida que el ángulo de trayectoria aumenta y se

aproxima al horizontal, es decir pasa de 0º a 90º de inclinación; el esfuerzo

tangencial disminuye en la parte superior e inferior del hoyo, mientras que

aumenta apreciablemente en la dirección perpendicular a la anterior. El esfuerzo

radial permanece fijo, pero el aumento del esfuerzo tangencial incrementa el

estado de esfuerzos, si estos esfuerzos inducidos sobre la roca son superiores en

magnitud a su resistencia mecánica, se puede producir una falla sobre la misma

(Lal, 1996). La Figura 76, ilustra el caso referido.

Esfuerzo radial esfuerzo

tangencial mínimo

esfuerzo tangencial

máximo

EstableFalla

Esfuerzo de corte

Línea de resistencia al corte

Estado de esfuerzo en la sección vertical

Estado de esfuerzo en la sección horizontal

Figura 76. Influencia de la trayectoria del hoyo en la estabilidad del hoyo (Lal,

1996).

Para este mismo caso, si mantenemos un ángulo de inclinación fijo, se verá la

dirección (azimuth) y se encuentran direcciones donde los esfuerzos inducidos

alrededor del hoyo son mínimos y otras donde serán máximos. Para este caso

particular, la dirección del esfuerzo horizontal menor es donde se produce la

mínima diferencia relativa entre estos esfuerzos inducidos. Como se observa en

los ejemplos anteriores, cada trayectoria (dirección e inclinación) en conjunto

con régimen de esfuerzo se convierte en un caso particular de análisis.

152

Los casos más críticos se encuentran cuando los esfuerzos inducidos

alrededor del hoyo obtienen la máxima diferencia relativa entre ellos, con el

riesgo que supere la resistencia mecánica de la roca.

3.1.11.2. Densidad del fluido de perforación.

La densidad óptima del lodo es un parámetro fundamental de diseño en

ingeniería de perforación. Por lo general se utilizan dos criterios para seleccionar

la densidad adecuada del lodo: el primero consiste en que la presión ejercida por

el lodo sea mayor que la presión de colapso del hoyo; el segundo, consiste en

que la presión del lodo no exceda la presión de fracturamiento hidráulico (Fam,

1998). La perforación de lutitas en condiciones bajo balance puede conducir a

una fluencia excesiva de la formación y al colapso del hoyo. Por el contrario, la

perforación en sobrebalance puede llegar a producir fracturamiento hidráulico de

la formación (Lal, 1996). El peso del lodo debe ser tal que no exceda la

resistencia a la tracción de la roca .A continuación se mostrarán tres ejemplos

para describir el efecto de la densidad del hoyo sobre la estabilidad de hoyo. Los

ejemplos consideran el criterio de falla de Morh-Coulomb.

Un incremento del peso del lodo disminuye el esfuerzo tangencial y aumenta

el esfuerzo radial; dependiendo de este incremento, la diferencia entre estos

esfuerzos puede ser menor o mayor que la diferencia original. Los incrementos

moderados del peso del lodo conducen a menores diferencias de estos esfuerzos,

estabilizando el hoyo (Figura 77 a). Por el contrario, los incrementos excesivos

del peso del lodo conducen a mayores diferencias de estos esfuerzos,

inestabilizando el hoyo (Figura 77 b). Por último, una disminución del peso del

lodo disminuye el esfuerzo radial y aumenta el esfuerzo tangencial, lo que

también conduce a un problema de inestabilidad de hoyo (Figura 77 c) (Lal,

1996).

153

Esfuerzo de corte

Falla

esfuerzo tangencialesfuerzo radial


Estable

Estado de esfuerzo antes del incremento de densidad

Estado de esfuerzo después del incremento de densidad

AUMENTO DE LA DENSIDAD DE FLUIDO

Esf u e rzo d e c o r t e

Fa l la Lín ea d e resist en c ia a l co r t e

Est a d o d e e sf u e r zo d e sp u é s d e l in c r e m e n t o d e d e n sid a d

Est a d o d e e sf u e r zo a n t e s d e l in c r e m e n t o d e d e n sid a d

Est a b le

N u e v o e sf u e rzo

r a d ia l

N u e v o e sf u e r zo

t a n g e n c ia l

A U M EN TO EX CESIV O D E LA D EN SID A D D E FLU ID O

Figura 77. Efectos del peso del lodo sobre el comportamiento mecánico de las

lutitas (Lal, 1996).

Por lo expuesto anteriormente, es esencial establecer el rango de densidades

de lodo que se pueda utilizar en forma segura sin dañar la formación. Una

formación es sometida a esfuerzo de corte en la pared del pozo si la presión del

pozo cae por debajo de la presión de ovalización por ruptura, como se observa

DISMINUCIÓN DE LA DENSIDAD DE FLUIDO

Falla


Estable

Estado de esfuerzo antes del incremento de densidad

Estado de esfuerzo después del incremento de densidad

esfuerzo tangencial esfuerzo radial

Esfuerzo de corte

a)

b)

c)

154

en la figura 78. El gradiente de presión de ovalización por ruptura de la pared del

pozo se determina a partir de Pp, σH, σh , T, υ. Dicho gradiente es típicamente la

densidad del lodo mínimo para una perforación segura.

Figura 78. Dirección del esfuerzo y daño en el pozo. Se pueden producir

fracturas inducidas por la perforación a lo largo de la dirección del esfuerzo

horizontal máximo si la densidad del lodo es demasiado alta. Se pueden producir

ovalizaciones por ruptura de la pared del pozo en la dirección del esfuerzo

horizontal mínimo cuando la densidad del lodo es demasiado baja.

La máxima densidad del lodo para una perforación segura suele obtenerse

del gradiente de fractura. La máxima densidad del lodo es la que crea una

presión de pozo que supera la suma de la resistencia a la tracción de la

formación y el esfuerzo tangencial en la pared del pozo, como se ilustra en la

figura 79 a la derecha.

155

Figura 79. Esquema de gradientes de ovalización por ruptura de la pared del

pozo y fracturamiento.

En la figura 79, se esquematiza los diferentes gradientes que se deben de

considerar en un programa de perforación y producción de un pozo. La densidad

estática equivalente (ESD, por sus siglas en inglés) es mayor que la densidad del

lodo (MW, por sus siglas en inglés), debido a las recortes presentes en el lodo y

la compresibilidad del lodo. La densidad de circulación equivalente (ECD, por sus

siglas en inglés) también incluye los efectos dinámicos. Tanto el ESD como la

ECD deben mantenerse dentro de la ventana segura (verde en la barra, figura

79). En la figura 79 extremo superior, también se indica el tipo de falla posible

dentro de cada régimen de esfuerzo. La condición del centro corresponde a un

pozo estable. Al pasar a densidades de lodo inferiores a la ESD mínima

(izquierda), la formación puede ovalizarse en el pozo generando una falla por

esfuerzo de corte; si cae por debajo de la presión de poro se puede perder el

control del pozo, lo que constituye una condición severa. Con densidades de lodo

superiores al rango estable (derecha), la ECD podría superar el esfuerzo

horizontal mínimo, generando daños por tracción en la formación; si supera la

presión por fractura, se puede propagar una fractura dentro de la formación.

156

Una ventana de perforación segura es el rango de densidades de lodo entre

la presión de ovalización por ruptura de la pared del pozo y la presión de

fractura, incluyendo un factor de seguridad cuando sea posible. La combinación

de los gradientes de ovalización y fractura con la dirección del esfuerzo

horizontal máximo provee datos de entrada clave para la estabilidad de los pozos

desviados y horizontales. La dirección más estable suele estar a lo largo de la

dirección del esfuerzo horizontal mínimo.

CAPÍTULO IV

MARCO METODOLÓGICO

4.1. Generalidades:

El capítulo a continuación describe los aspectos metodológicos tomados en

consideración para la realización del presente trabajo de investigación los cuales

están relacionados con los procedimientos, técnicas, pasos y métodos a seguir

que parte desde la recolección de la información hasta llegar a la elaboración del

estudio. Seguidamente se exponen estos aspectos que permitieron la

planificación, diseño y desarrollo del presente trabajo de grado.

4.2. Tipo de Investigación:

De acuerdo a las interrogantes y los objetivos establecidos, así como la

revisión bibliográfica realizada, la presente investigación corresponde, según su

propósito o finalidad perseguida, a un estudio Aplicado, Práctico o Empírico

debido a que se orientó a aplicar o utilizar los conocimientos que a través de ella

se adquieran en la búsqueda de la mejora de una situación o a la resolución de

un problema específico como es la “Caracterización Geomecánica de los

Yacimientos Cretácicos Aplicando Tecnologías Modernas de Perfilaje”, para

obtener como uno de sus resultados, la optimización del establecimiento de un

estudio geomecánico basado en las propiedades elásticas de las rocas, que

ayuda a predecir ciertos comportamientos y condiciones en los yacimientos

estudiados permitiendo tomar decisiones acertadas y oportunas en la perforación

, con el fin de disminuir la incertidumbre en los planes de explotación y optimizar

158

las estrategias planteadas, por este motivo la investigación persigue fines de

aplicación directos e inmediatos.

A su vez, éste estudio se considera según el marco de investigación o medios

utilizados para obtener los datos, de Campo, ya que está basado, sustentado y

soportado en informes técnicos y de laboratorio, perfiles de pozos, tabulaciones

de datos, entre otros, la información fue obtenida de la realidad es decir, los

datos provienen de su ambiente natural. Por otra parte, este tipo de

investigaciones se fundamenta de información de carácter Documental ya que

permite dar a conocer los fundamentos teóricos, técnicos, el funcionamiento, las

debilidades y beneficios de las herramientas y programas utilizados, además

según Fidias (1999), “La investigación documental es aquella que se basa en la

obtención y análisis de datos provenientes de referencias bibliográficas u otro

tipo de documento”

Esta investigación es de tipo Descriptiva ya que intenta analizar la

aplicación de tecnologías modernas de perfilajes de pozos junto a la

implementación de programas (softwares) como una herramienta alterna para la

caracterización geomecánica de los yacimientos en estudio permitiendo de esta

manera establecer su comportamiento y poder destacar los beneficios obtenidos

del mismo.

También representa una investigación Analítica, por que trata de especificar

y enfatizar las propiedades importantes de fenómenos o procesos que sean

sometidos a análisis, para describir sus aplicaciones, en otras palabras, ya que a

través de ella se determinan y validan parámetros geomecánicos y mecánicos de

la roca importantes para la evaluación de los pozos en estudio tomando en

consideración los yacimientos de interés, mediante la aplicación de la

metodología o técnicas establecida, permitiendo establecer sus aplicaciones.

159

4.3. Proceso Metodológico Utilizado:

Para la ejecución de este trabajo de grado fue necesario seguir la

metodología descrita a continuación:

Revisión Bibliográfica.

Selección de los pozos a estudio.

Recopilación y validación de la información.

Integración de la información recopilada y validada.

Determinación de las propiedades mecánicas elásticas dinámicas de la

roca a través de registros acústicos dipolares.

Determinación de las propiedades mecánicas elásticas estáticas de la roca

a través del procesamiento del programa LMP.

Determinación del Módulo de Young Estático mediante correlaciones

establecidas por Lewis L. Lacy.

Determinación del campo de esfuerzos mediante ecuaciones y

consideraciones teóricas, como la magnitud de los esfuerzos a que esta

sometida la roca en el subsuelo: horizontal máximo, horizontal mínimo;

esfuerzo de sobrecarga y presión de poros; así como la dirección de los

esfuerzos horizontal máximo y mínimo a través de registros de imágenes

acústicas.

Determinación de ciertos parámetros de aplicabilidad geomecánica como

la estimación de densidades equivalentes: mínima, iniciación y

propagación de fractura.

Generación de correlaciones para la integración de los módulos elásticos


Integración y presentación de resultados.

Análisis, conclusiones y recomendaciones de la investigación.

160

4.3.1. Revisión Bibliográfica:

En esta etapa se realizó la búsqueda, revisión, selección y análisis de

información referente a teoría geomecánica, propiedades mecánicas de rocas,

además de tecnologías modernas de perfilaje de pozos como lo representan los

registros acústicos dipolares e imágenes acústicas y softwares (programas)

usados para la estimación de las propiedades mecánicas estáticas. Para ello se

aplico técnicas de observación documental o bibliográficas, la cual se vale de

libros, documentos, revistas, trabajos de grado, publicaciones, bases de datos,

Internet, investigaciones (artículos SPE), estudios realizados, entre otros; para

brindarle al lector-investigador el marco teórico (principios teóricos y

antecedentes de la investigación) que servirá de base y soporte para el

desarrollo del proyecto. El cumplimiento de esta fase permitió lograr la

comprensión de los fundamentos teóricos básicos que avalan los principios

fundamentales geomecánicos como de sus aplicaciones, registros acústicos

dipolares e imágenes acústicas, así como de los programas para la estimación de

las propiedades mecánicas estáticas de las rocas.

4.3.2. Selección de los Pozos a Estudio:

Para la selección de los pozos a estudio se consideró la base de datos de

perfiles perfilados por la empresa Baker Atlas y se realizó un inventario de los

pozos que poseían los registros básicos para la estimación de las propiedades

mecánicas como lo representan los registros de rayos gamma, resistividades,

densidad, neutrón y lentitudes de ondas de corte y compresional, posteriormente

se verificó cual de ellos poseían análisis de núcleos, específicamente análisis de

propiedades geomecánicas. Seleccionándose aquellos pozos de los cuales se

dispusiera de los registros básicos fundamentales para la determinación de

161

dichas propiedades así como de los registros de imágenes acústicas para la

determinación del campo de esfuerzo y parámetros de resistencia en los

yacimientos de interés como lo representan la Formación La Luna y el Grupo

Cogollo. Por otra parte, cabe mencionar que el área en estudio se encuentra

dividida en tres estructuras dada su complejidad estructural, y los pozos

seleccionados se encuentran distribuidos en las mismas, finalmente se recopiló

un total de dieciséis pozos pertenecientes al Campo La Concepción. Los pozos

seleccionados se encuentran distribuidos de la siguiente manera: Estructura

Cretácico Norte (8 pozos), Estructura Cretácico Sur (4 pozos) y Estructura

Cretácico C0152 (4 pozos).

De los dieciséis pozos estudiados ninguno posee muestras de núcleos, sin

embargo a pesar de que existe un pozo en el área que posee núcleo no presenta

análisis geomecánico por lo que no se tomo en consideración para el estudio. De

los dieciséis pozos quince poseen los registros básicos necesarios y solo uno no

cuenta con el registro de lentitud de onda compresional.

4.3.3. Recopilación y Validación de la Información:

Se procedió a la búsqueda y recopilación de toda la información disponible

existente, ya sea en formato digital ó en papel de los pozos pertenecientes al

área, que posteriormente permitió seleccionar los pozos candidatos (16). Esta

información contempla no sólo ciertos datos y estudios realizados a los pozos

estudiados sino también investigaciones como antecedentes que se hayan

realizado en el área para posteriormente proceder a la revisión y validación de

esta información con el fin de contar con calidad de la data de manera de

disminuir la incertidumbre de los resultados ha obtenerse. La información a la

cual fue necesario acceder para el desarrollo de ésta investigación se menciona a

continuación:

162

Registros Convencionales y Especiales: Los diferentes registros

eléctricos, radiactivos, especiales y acústicos fueron utilizados para el

desarrollo y análisis de este estudio:

o Registros de Rayos Gamma y Rayos Gamma Espectral: el potasio

está asociado a lutitas, secuencias evaporíticas y calizas algales; es

común en rocas arenáceas de sedimentos terrígenos. Está asociado

a granos químicamente inestables, como feldespatos, micas y a

productos de alteración como kaolinita y clorita, usualmente es

transportado largas distancias. El torio está asociado solamente con

sedimentos detríticos, nunca con sedimentos químicos (calizas,

dolomitas, aragonito, etc) por lo cual en reservorios carbonáticos el

torio es un importante indicador de arcillas. El uranio se encuentra

en sedimentos detríticos y químicos (Carbonatos, conglomerados,

lutitas, arenas), carbonatos ricos en materia orgánica que se

forman en condiciones reductoras son usualmente ricos en uranio y

pueden ser malinterpretados como lutitas en un gamma ray no

espectral. Por lo antes expuesto, para los procesamientos

realizados mediante el programa LMP, se consideró el gamma ray

que toma en cuenta el potasio y torio (denominado K Th, de

potasio y torio).

o Registros de Resistividad: están diseñados para investigar en las

distintas zonas que se forman en una formación que ha sido

invadida por el filtrado de lodo. Unos investigan en la zona lavada,

otros en la zona invadida y otros en la zona virgen o verdadera de

la formación como lo representa el caso en estudio, en el cual

permitió estimar la resistividad verdadera de la zona virgen (Rt).

o Registros de Densidad: Las herramientas de densidad son

herramientas de rayos gamma activos, que usan el efecto Compton

de rayos gamma para medir la densidad de electrones de la

163

formación. Utilizando correlaciones litológicas apropiadas, la

densidad electrónica es convertida a densidad de masa. La

densidad es útil en la determinación de las propiedades mecánicas

de dos maneras: primero, la densidad es requerida para convertir

las velocidades acústicas a módulos elásticos. Segundo, la

integración de la densidad sobre la profundidad vertical del pozo es

normalmente considerada para obtener un buen estimado del

esfuerzo vertical o presión de sobrecarga, al menos en áreas de

baja actividad tectónica. En este tipo de áreas, el esfuerzo vertical

es también considerado como un esfuerzo principal. Cuando el

perfil de densidad está disponible, el problema de determinar el

esfuerzo completo, se reduce a determinar la magnitud y

orientación de los esfuerzos horizontales.

Todos los pozos seleccionados cuentan con registro de densidad en

los yacimientos de interés, sin embargo idealmente es esencial

contar con este tipo de registro en toda la sección del pozo desde

la zapata del revestidor superficial hasta la profundidad total

(Sobrecarga y zona de interés) del cual solo se presenta en un solo

pozo que no pertenece al grupo seleccionado pero del cual se tomo

en consideración para la determinación del esfuerzo vertical.

o Registros Neutrón: con este tipo de perfil se determinó la porosidad

total de los yacimientos de interés. Estos registros miden

básicamente la cantidad de hidrógeno que hay en la formación.

Este hidrógeno puede estar en forma de agua, petróleo o gas. En

general, se mide la cantidad de fluido que hay en la formación,

puestos que los fluidos contienen porcentajes de hidrógeno mucho

mayores que la roca de la matriz y está información se usa para

determinar la porosidad de la formación. Por otra parte, una

combinación del perfil neutrónico con uno o dos perfiles de

porosidad son muy útiles ya que da valores aún más exactos de

164

porosidad, de la identificación litológica, incluyendo la evaluación

del contenido de arcilla.

o Registros Acústicos o Sónicos (Lentitud de onda de corte o flexural

y compresional): a partir de este tipo de registro se lograron

adquirir las lentitudes de ondas Compresional y Flexural, las cuales

combinadas con los registros de densidad, porosidad y volúmenes

de roca y arcilla, además de las formulas y metodologías

apropiadas fueron usados para determinar las propiedades

mecánicas de la roca tanto estáticas como dinámicas, las primeras

a partir del procesamiento mediante el programa LMP (Logging

Mechanical Propierties) y las segundas a través de ecuaciones

establecidas en la literatura en función de dichas lentitudes y de las

mismas propiedades mecánicas dinámicas.

Estos tipos de registros se clasifican en dos tipos:

- Sónico dipolar: representa el más importante ya que permite

determinar mediante ecuaciones las propiedades dinámicas; y está

compuesto por los dos tipos de ondas: la compresional (DTc) y la

de corte (DTs).

- Sónico monopolar: mide solo la onda compresional y es de gran

utilidad para caracterizar el área una vez determinada la correlación

que representa la onda de corte. Una vez conocida las dos ondas

(DTc y DTs) se procede igualmente a determinar mediante

ecuaciones las propiedades dinámicas.

En el inventario de los pozos en estudio se halló un solo pozo sin

registro sónico dipolar, por lo que se procedió a determinar una

correlación para la onda de corte a partir de los registros sónicos

dipolares de los pozos vecinos y pertenecientes a la misma área

que contaban con el mismo, luego se aplicó al pozo con registro

165

sónico monopolar para estimar la onda de corte. A continuación se

presenta el gráfico que derivó dicha correlación (figura 80).

Figura 80. Estimación de la Correlación para la determinación de la Onda de

Corte (DTs) a partir de la Onda Compresional.

o Registros de Imágenes Acústicas: permite estimar la orientación de

los esfuerzos, así como de eventos presentes breakouts y fracturas

inducidas.

o Registros de Diámetro del Hoyo (Caliper): los cuales permiten

corroborar derrumbes, y otras deformaciones en la pared del hoyo.

Información Geológica: la información disponible fue la siguiente:

o Columna Estratigráfica.

o Topes Geológicos.

o Mapa estructural del área.

Correlación DTc vs DTs

y = 1.0535x + 43.567R2 = 0.9237

0.000

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

0.000 10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 60.000 70.000 80.000 90.000

DTc (microseg/pie)

DTs

(m

icro

seg/

pie)

Valores DTc vsDTs

Lineal (Valores DTcvs DTs)

166

Información de los Yacimientos y Pozo Estudiados: se dispuso de la

siguiente información:

o Parámetros de perforación, como densidad del lodo, diámetro del

hoyo, temperatura de fondo y de superficie, profundidad total del

pozo, inclinación y azimuth del pozo (desviación) a lo largo de la

trayectoria de los yacimientos de interés.

o Reportes de perforación.

o Informes de análisis de imágenes acústicas y de ondas flexurales y

compresional.

La etapa de validación incluyó la revisión, visualización y normalización de las

curvas de los registros, con el fin de diagnosticar posibles problemas, como

desfases en las profundidades, anomalías en las curvas (escalonadas,

zigzagueantes, etc.), estiramientos, tramos faltantes en las curvas, efectos

ambientales, daños en el hoyo, entre otros. Las curvas seleccionadas se

encontraron en buen estado y no fue necesaria la corrección por efectos

ambientales y normalización de las mismas, ya que este proceso sin embargo fue

realizado al momento de su procesamiento.

4.3.4. Determinación de las propiedades mecánicas elásticas dinámicas

de la roca.

Utilizando directamente las lecturas de los registros (DTc y Dts, lentitudes de

onda de compresional y corte respectivamente) expresadas en unidades de

tiempo sobre longitud (rapidez), es decir, el inverso de la velocidad y las

relaciones de la teoría de elasticidad, se estimaron los módulos elásticos

mediante las siguientes ecuaciones:

167

Relación de Poisson:

1

1*21

2

2

−⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

ΔΔ

−⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

ΔΔ

=

p

s

p

s

tt

tt

υ (53)

Modulo de Young (psi):

( )υ+= 1*2 GE (54)

Modulo de Corte (libras/pulg 2 ):

atbGs

*2Δ=

ρ (55)

Modulo Volumétrico (psi):

att

Ksp

bb *3

4122 ⎟

⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

Δ−

Δ= ρ (56)

Compresibilidad:

b

b KC 1

= (57)

Donde:

a = 1,34 x 1010 (constante siempre que la ρ se exprese en gr/cc).

ρ = densidad en gr/cc.

∆tp = tiempo de tránsito de la onda compresional en μseg/pie.

∆ts = tiempo de tránsito de la onda de corte en μseg/pie.

Teóricamente los módulos elásticos estáticos de las rocas son siempre

menores que los módulos elásticos dinámicos.

168

4.3.5. Determinación de las propiedades mecánicas elásticas estáticas

de la roca.

El único lugar donde se pueden estimarse las propiedades elásticas estáticas

es en el laboratorio; el campo en estudio no cuenta con las pruebas o análisis de

laboratorio para determinar dichas propiedades mediante esta metodología, sin

embargo la necesidad de contar con este tipo de análisis debido a diferentes

razones como: primero, las mediciones en núcleos nunca podrán proveer un

estimado de esfuerzo continuo como una función de profundidad en un pozo,

segundo, las muestras de núcleos pueden no disponerse debido al alto costo o

por que la muestra no ha sido obtenida apropiadamente o de la manera más

idónea, y tercero, los efectos de descarga de esfuerzos y la forma de manipular

el núcleo puede ser cuestionada, han llevado a las empresas a buscar

alternativas como lo representan los procesamientos a través de programas

(softwares) que permiten definir propiedades del yacimiento con un bajo nivel de

incertidumbre y resultando económicamente mas positivo, en función de los

registros básicos (obtenidos de perfilaje mediante los diferentes tipos de

herramientas), parámetros definidos (petrofísicos, perforación, entre otros) y

metodologías descritas, por otra parte, también existen estudios de investigación

realizados como el desarrollado por Lacy (1996) que permite igualmente estimar

cuando no se dispone de ensayos especiales de núcleo algunas de estas

propiedades (modulo de Young) con un alto porcentaje de probabilidad a partir

de una serie de correlaciones en función del tipo de roca (lutitas, arenas y rocas

fuertemente duras) propuestas por este autor. En base a lo expuesto

anteriormente la estimación de las propiedades mecánicas estáticas de las rocas

en el presente estudio se llevo a cabo mediante:

El procesamiento mediante el Programa LMP (Logging Mechanical

Properties) propiedad de Baker Atlas.

Correlaciones establecidas por el autor Lacy (1996).

169

4.3.5.1. Estimación de las Propiedades Mecánicas Estáticas mediante el

programa LMP (Logging Mechanical Propierties).

El objetivo del programa Lmp es proveer un registro continuo de las

propiedades mecánicas de las rocas a partir de perfiles, así como de parámetros

de perforación, petrofísicos, litológicos, entre otros, que dependerá de las

opciones seleccionadas dentro del mismo programa que involucra el

procesamiento para tal fin.

El fin alcanzado empleando esta vía alterna fue determinar las características

mecánicas de la roca (resistencia de la roca y parámetros elásticos estáticos de

la roca), así como la estimación de densidades equivalentes: iniciación y

propagación de fractura en los (16) pozos seleccionados, en los diferentes

yacimientos de interés como lo representan La Luna, EL Grupo Cogollo

conformado por los Miembros Maraca, Lisure y Apón, así mismo se considero la

evaluación para los Miembros perteneciente a Apón como Piche, Machique y

Tibú. Los topes geológicos jugaron un papel muy importante en esta fase ya que

representan el intervalo de evaluación para cada uno de los diferentes

yacimientos, permitiendo la caracterización de una manera específica de los

mismos.

El procedimiento empleado para la estimación de las propiedades estáticas

bajo esta metodología consto de cuatro pasos fundamentales que involucraron el

procesamiento de manera secuencial mediante diferentes programas como: CRA

(Análisis Complejo de Yacimiento), PRE_LMP, LMP y LMP_SANDAN; para cada

pozo y dependieron de datos de entradas como parámetros o valores calculados

o constantes característicos del yacimiento cargados en un archivo ASCII y de

registros obtenidos de un archivo XTF respectivamente, a continuación se

resume la aplicación de cada programa:

170

Primero, a partir de ciertos parámetros constantes, establecidos y otros

estimados de los registros de rayos gamma, densidad y neutrón, se corrió el

programa CRA (Análisis Complejo de Yacimiento), permitiendo realizar el

análisis petrofísico de litologías complejas (de dos a ocho minerales). Varias

opciones pueden ser usadas para determinar la porosidad, estas incluyen la

combinación de los registros Densidad – Neutrón (usado en el estudio),

Neutrón - Acústicos y las curvas de los registros Densidad, Neutrón y

Acústicos. El modelo permite aplicar correcciones por hidrocarburos a los

datos del neutrón y densidad. Para el cálculo de saturación de agua, se

pueden usar los siguientes métodos: Archie, Fertl, Shell Hard Rock,

Indonesia, Simandoux, Borai, Waxman-Smits. El programa CRA, tiene 17

opciones para usar como indicadores de arcilla. En esta etapa se estimaron

los parámetros que permitieron definir la litología presente como porosidades

(total y efectiva), volumen de arena y arcilla, así como la saturación de agua.

Posteriormente, una vez obtenidos los resultados del CRA, se prosiguió al

procesamiento del PRE_LMP, el cual representa un programa complementario

que cumplió con la función de preparar las curvas de entrada al LMP,

realizando la conversión de unidades (inglesas a métricas), y el cálculo del

esfuerzo horizontal mínimo (ecuación 58) y los parámetros del hidrocarburo.

( ) PPv αασ +−⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛=v - 1

v σh (58)

Donde:

v= Relación de Poisson.

σv= Esfuerzo vertical.

α= Constante de Biot.

Pp= Presión poral.

171

Seguidamente, utilizando la información de registros y la información

litológica procesada de forma exclusiva, LMP simuló pruebas de compresión

triaxial bajo las condiciones dada de confinamiento, generando las curvas

esfuerzo-deformación, a partir de las cuales fueron determinadas las

propiedades mecánicas estáticas y resistencias de la roca. Para el presente

estudio en cada pozo se realizaron tres pruebas de confinamiento (0, 50% y

100%) en función de la densidad del lodo utilizada.

Para cada presión de confinamiento, se obtiene la resistencia a la

compresión, el módulo de Young y el cociente de Poisson, estos a su vez

fueron utilizados para calcular el módulo volumétrico y de corte. Además,

para cada presión de confinamiento (mayor a 0 PSI), se deriva la constante

de BIOT, el ángulo de fricción y la resistencia cohesiva.

Cabe mencionar que el programa se basa en el comportamiento

fundamental del contacto grano a grano, deformación de microfracturas

(deslizamientos a lo largo de superficies de micro-fracturas) permitiendo

construir una relación constitutiva entre esfuerzo y deformación para un

material dado. Por otra parte, el Lmp usa tablas de calibración según el tipo

de roca presentes que fueron derivadas a partir de análisis teóricos y

estudios experimentales que permitieron establecer la relación entre la

porosidad de la roca, la densidad total, el contenido de mineral, las

propiedades dinámicas y los parámetros de contacto grano a grano, los

parámetros de deslizamiento de fracturas y los parámetros de dilatancia,

documentándose en dichas tablas. Utilizando entonces la densidad, neutrón

y registro acústico, se reconstruye una muestra de roca de las tablas de

calibración, para una profundidad dada, y el comportamiento constitutivo de

la muestra de la roca puede examinarse con carga simulada. La

deformación incremental como resultado del incremento del esfuerzo se

calcula y las curvas esfuerzo deformación bajo carga estática se pueden

construir. Las propiedades mecánicas estáticas y la resistencia son derivadas

de las curvas esfuerzo-deformación de la muestra virtual antes de que

172

ocurra la falla. Estas propiedades pueden usarse para predecir la

estabilidad del hoyo, esfuerzos in situ, análisis de producción de arena,

diseño de fracturamiento hidráulico y otras aplicaciones.

Finalmente, se realizó la conversión de unidades de métricas a inglesas de los

parámetros calculados por el LMP y los calculados de peso de lodo máximo y

mínimo básicos (estabilidad de hoyo), considerando un hoyo vertical y

esfuerzos horizontales iguales mediante el programa LMP_SANDAN.

Los resultados de los parámetros mecánicos estáticos y resistencia de la roca

obtenidos a través de los diferentes procesamientos son presentados mediante

curvas continuas de los yacimientos en estudio en función de la profundidad para

cada pozo, integrando las diferentes propiedades requeridas, junto a las curvas

básicas de interés en una plantilla o sabana como se muestra en la figura 81.

173

Figura 81. Sabana de las Propiedades Mecánicas Estáticas obtenida a partir del

procesamiento mediante el programa LMP (Logging Mechanical Properties).

174

4.3.5.2. Estimación del Módulo de Young Estático a través de las

correlaciones establecidas por Lacy.

Su trabajo fue desarrollado a partir de datos dinámicos de módulos de Young

que varían en un rango de 60 Mlpc para formaciones no consolidadas y 14

MMlpc para formaciones consolidadas, en 600 núcleos tomados de 60 tipos de

formaciones diferentes y comparados con sus respectivos datos de laboratorio

obtenidos de ensayos uniaxiales y triaxiales para determinar un coeficiente de

correlación entre ambos. Determinó que el módulo de Young estático para

arenas, lutitas y rocas extremadamente duras puede ser fácilmente estimado a

partir del módulo de Young dinámico a través de las siguientes correlaciones no

lineales (ecuaciones 50, 60 y 61 respectivamente):

Es= 0.0293*Ed2 + 0.4533*Ed (59)

Es= 0.0428*Ed2 + 0.2334*Ed (60)

Es= 0.018*Ed2 + 0.422*Ed (61)

Donde Ed representa el módulo de Young dinámico y Es representa el

módulo de Young estático expresados en MMlpc.

Las ecuaciones anteriormente expuestas presentan un coeficiente de

correlación respetable de 0.74, 0.962 y 0.75 respectivamente.

Para el presente estudio en los pozos seleccionados, se aplicó la ecuación 60

para estimar el modulo de Young estático en la formación la Luna

correspondiente para lutitas mientras que para los otros yacimientos

(correspondientes al Grupo Cogollo) la ecuación 61 para rocas extremadamente

duras como lo son las rocas cretácicas.

El trabajo de Lacy se ha aplicado exitosamente en muchas partes del mundo,

reduciendo el tiempo y los costos en ensayos de laboratorio entre un 60 y 80%.

Otra de las ventajas radica en el hecho de poder estimar valores aproximados

175

del módulo de Young en arenas no consolidadas donde, en muchas ocasiones,

resulta muy difícil o imposible de medir debido a las técnicas que se utilizan para

extraerlos y preservarlos.

A continuación se muestran las tendencias de las correlaciones para cada tipo

de roca establecidas por Lacy:

Figura 82. Correlación del módulo de Young estático de Lacy para arenas

(1996).

Figura 83. Correlación del módulo de Young estático de Lacy para lutitas

(1996).

176

Figura 84. Correlación del módulo de Young estático de Lacy para calizas

(1996).

4.3.6. Determinación del campo de esfuerzos.

La roca en el subsuelo esta sometida a un campo de esfuerzo o conjunto de

esfuerzos, su estimación se reduce a la determinación de la magnitud y dirección

de los mismos. El campo de esfuerzo en el presente estudio se calculó solo en la

zona de mayor interés como lo representa la Estructura Cretácico Norte.

Es esencial para un estudio geomecánico conocer el estado de esfuerzos en

la formación y/o alrededor del hoyo del pozo, debido a que estos afectan la

resistencia mecánica de la roca y las fuerzas desestabilizadoras causantes de las

fallas. Esta definición de esfuerzos se logró en esta investigación por medio de la

determinación de la magnitud de los esfuerzos, entre los que se distinguen:

horizontal mínimo, horizontal máximo, vertical o presión de sobrecarga, y presión

de poros; junto al cálculo de la dirección de los esfuerzos horizontal mínimo y

máximo. A continuación se resume la metodología empleada:

177

4.3.6.1. Magnitud de los Esfuerzos.

4.3.6.1.1. Esfuerzo Horizontal Mínimo.

La magnitud del esfuerzo horizontal mínimo generalmente se determina a

través de pruebas de inyectividad en campo, como Minifrac, Microfrac o Leak Off

Test (LOT); en dichas pruebas se rompe la roca por inyección de algún fluido y

se determina la presión con la que se cierra la pequeña fractura, este valor es el

equivalente a la magnitud del esfuerzo. Sin embargo, cuando no se dispone de

estas como lo representa el caso en estudio, este esfuerzo se puede estimar a

partir de registros especializados o a través de correlaciones que involucran las

propiedades elásticas de la roca.

Las pruebas de inyectividad constituyen la herramienta ideal para medir

magnitudes de esfuerzos horizontales, son muy versátiles para el análisis y la

optimización de las diferentes operaciones relacionadas con la geomecánica. A

rasgos generales, una prueba de inyectividad consiste en bombear de manera

controlada un fluido, en determinado intervalo del pozo, hasta causar una

pequeña fractura hidráulica en las paredes del hoyo, mientras se miden valores

de tasas de flujo, presión y temperatura. Las mediciones se adquieren en

diferentes instantes con la finalidad de obtener diversos parámetros entre los

cuales destacan el esfuerzo principal menor, la presión de yacimiento y el

coeficiente de pérdida de fluido.

Existen varios tipos de pruebas de inyectividad dependiendo del parámetro a

ser medido, el tipo de completación, la tasa de inyección y la naturaleza del

fluido; sin embargo, generalmente se agrupan en tres grandes familias:

Prueba de integridad extendida: La prueba de integridad extendida

(Extended Leakoff Test) es un ensayo rutinario de integridad del cemento,

con la variante de que se toman datos de presión y flujo durante un

178

tiempo extendido, teniendo especial cuidado en tomar suficientes datos

durante el período en el cual decae la presión. Esta prueba se realiza en el

fondo de pozo una vez que el revestidor se ha asentado y cementado. El

tapón de cemento en el fondo del hoyo se perfora y se penetra

ligeramente en la formación. Una empacadura se coloca en el revestidor,

luego se presuriza el extremo inferior del revestidor con cemento y el

pequeño intervalo expuesto de la formación. La pequeña fractura

hidráulica inducida tiende a propagarse en el fondo del pozo en el

intervalo a hueco abierto. La colocación de la empacadura en el revestidor

permite tener una mayor confiabilidad sobre la integridad del sello que

ella misma crea. Las complicadas condiciones de esfuerzos en el fondo de

un pozo con revestidor y cemento dificultan el análisis de los resultados

arrojados por este tipo de prueba. El principal interés de esta prueba,

desde el punto de vista geomecánico, es determinar la magnitud del

esfuerzo principal menor.

Prueba microfrac: Se realiza a hueco abierto con bajas tasas de bombeo

donde un sistema de empacaduras aísla el intervalo en el cual se origina

la microfractura. El término de microfractura hace referencia a una versión

a menor escala, de un trabajo de fractura hidráulica. La microfractura se

crea por la inyección de un pequeño volumen de fluido a una baja tasa, a

diferencia de una prueba minifrac en la cual las tasas y volúmenes

inyectados son mayores. En una prueba microfrac, el esfuerzo principal

mínimo se determina a partir del análisis de la caída de presión después

del cierre de la fractura. La presión de cierre se define como la presión

requerida para mantener una fractura abierta. Desde un punto de vista

teórico, una prueba microfrac a hueco abierto es el método óptimo para

obtener el esfuerzo horizontal menor σh, porque no existen interferencias

del revestidor, del cañoneo o del cemento.

179

Prueba minifrac: El ensayo microfrac se utiliza principalmente para

determinar la magnitud del esfuerzo horizontal menor mientras que el

propósito principal del minifrac es obtener parámetros sobre los fluidos de

fracturamiento para optimizar el diseño de una fractura hidráulica. El

minifrac se debe realizar a hueco entubado, cañoneado, completado y con

el fluido de fractura a utilizarse en el trabajo de fracturamiento hidráulico

principal y por lo tanto generalmente se realiza antes de uno de estos

trabajos. El microfrac se puede realizar a hueco abierto o entubado a

tasas bajas y pequeños volúmenes de fluidos donde los mismos son

diferentes a aquellos a ser utilizados en el trabajo de fractura hidráulica.

El esfuerzo horizontal mínimo se obtuvo en este estudio a partir de las

correlaciones establecidas por Economices & Hill () y Eaton () respectivamente y

su relación con las propiedades elásticas estáticas de la roca determinadas por el

programa LMP (Logging Mechanical Properties), con el fin de establecer

comparaciones de los resultados obtenidos, estas ecuaciones se muestran a

continuación:

pP1

1v1

h α⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛ν−

ν−+σ

ν−ν

=σ (62)

pPvh +−

= σν

νσ1

(63)

Donde:

σh : esfuerzo horizontal mínimo, lpc.

σv : esfuerzo vertical o sobrecarga, lpc.

ν : Relación de Poisson.

α : Constante poroelástica de Biot.

Pp : presión de poros, lpc.

180

4.3.6.1.2. Esfuerzo Horizontal Máximo.

La determinación de la magnitud del esfuerzo horizontal máximo es muy

complicada, generalmente se realiza mediante el uso de correlaciones

matemáticas basadas en el comportamiento mecánico de la formación

(plasticidad, elasticidad, deformación permanente, entre otros) o por anisotropía

de esfuerzos.

Este esfuerzo se estimó asumiendo sensibilidades de 10, 20 y 30%, la cual

adiciona la contribución del esfuerzo horizontal mínimo y define σH mediante

dichas sensibilidades.

En la actualidad también existen registros especializados como el Stress Log,

que permiten estimar la magnitud tanto del σh y el σH mediante la interpolación

de señales acústicas en los 360º del hoyo de perforación.

4.3.6.1.3. Esfuerzo Vertical o Presión de Sobrecarga.

En la mayoría de los casos, puede ser obtenido directamente mediante la

integración de los registros de densidad de los pozos del área, como se muestra

a continuación:

σv = ∫ ρ (z) dz (64)

Cuando la densidad de la roca sea constante, el esfuerzo vertical es

simplemente el producto entre la profundidad y la densidad. Generalmente este

no es el caso, pues el estrato geológico suele ser heterogéneo; es más, la

densidad cambia con profundidad debido a que el peso de los elementos de la

roca producen compactación del material a medida que se incrementa la carga.

Desde un punto de vista práctico, el esfuerzo vertical se calcula a través de la

sumatoria de los valores obtenidos del registro de densidad, multiplicado por el

espesor de cada capa, tal como lo expresa a continuación:

σv = ∑ ρ ∆z (65)

181

Las ecuaciones 64 y 65 reflejan la necesidad de adquirir buenas medidas del

registro de densidad desde la zapata del revestidor superficial para estar en

capacidad de estimar el esfuerzo vertical. Otro problema con el registro de

densidad es producto de que la rugosidad del hoyo influye su lectura casi

siempre, disminuyendo el valor de densidad e introduciendo errores en el cálculo

del esfuerzo vertical.

El valor de este parámetro se tomo a partir de un estudio realizado en el

2005 por la empresa PETROBRAS, en el cual se estimó a partir de la integración

del registro de densidad perteneciente a un pozo del Campo en estudio.

Por otra parte, se determinó de otras investigaciones disponibles

específicamente estudios petrofísicos para corroborar y comparar ambos

resultados.

4.3.6.1.4. Presión de Poro.

La estimación de presiones constituye una fase primordial en la planificación y

perforación de pozos, pues permite conocer el orden de magnitud de la misma a

fin de establecer y planificar las contingencias necesarias en caso de que la

presión se desvíe de la tendencia normal (presiones anormales o subnormales).

La estimación de presión de poro puede calcularse de la siguiente manera:

Antes de la perforación:

- Método basado en datos sísmicos.

Durante la perforación:

- Método basado en la velocidad de perforación.

- Método del exponente “d”.

- Método del exponente “d” corregido “dc”.

- Medición de temperatura de la línea de flujo.

- Medición de las unidades de gas en el lodo.

- Medición del contenido de cloruros en el lodo.

182

Después de la perforación:

- Método basado en la porosidad de las lutitas.

- Método basado en el factor de formación.

- Método sónico.

- Método de resistividad y conductividad de las lutitas.

Otra manera práctica de la determinación de este parámetro de la roca es

mediante la presión de yacimiento del pozo, una vez que este ha sido perforado,

por lo que se recopila los datos de presión para los pozos en estudio, se validan

los valores de acuerdo a las condiciones establecidas para la toma de presión, se

analiza el comportamiento, se estima el valor promedio de la presión de

yacimiento y finalmente se lleva a la profundidad datum. La metodología antes

descrita es la empleada en el presente estudio, el cual fue establecido por la

empresa operadora y custodia de este campo, por lo que se baso en estos

resultados.

Para los efectos de planificación de pozos la estimación de la presión de poro

define aspectos como puntos de asentamiento de revestidores, densidades de

fluidos mínimas para evitar arremetidas, entre otras decisiones. Para los efectos

del análisis de estabilidad de hoyo a lo largo de toda la sección del pozo a

estudiar permite establecer la ventana operacional o el rango seguro de densidad

de lodo sin problemas de fractura ni colapso de la formación.

4.3.6.2. Dirección de los Esfuerzos.

4.3.6.2.1. Esfuerzo Horizontal Máximo y Mínimo.

Pueden determinarse a partir de ensayos de laboratorio cuando estos son

disponibles o mediante registros especializados.

Generalmente las pruebas de laboratorio comúnmente realizadas son las

183

siguientes:

Ensayos de anisotropía acústica (AAA): miden la anisotropía de la roca por

medios acústicos. Transductores ultrasónicos se colocan alrededor del núcleo

donde se miden las velocidades y amplitudes de las ondas P, en diferentes

sentidos. Las medidas acústicas varían debido a que las velocidades son

alteradas por las microfracturas que se producen durante el relajamiento o

esfuerzo natural, cuando se extrae una muestra de núcleo de sus condiciones

de confinamiento. Se supone que la orientación y densidad de las

microfracturas son espacialmente proporcionales a los esfuerzos, los cuales

son aligerados. Además, que el módulo dinámico de la roca es dependiente

de la densidad de las microfracturas (a lo largo de la onda acústica).Esta

prueba sirve para definir la dirección de los esfuerzos principales mayores y la

relación de las magnitudes entre ellos.

Shear wave anisotropy analysis (SWAA): este ensayo mide la anisotropía de

la roca por medios acústicos detectando variaciones en la velocidad de la

onda S en diferentes direcciones diametrales en el núcleo. El análisis se basa

en encontrar la máxima extensión de la onda cortante, propagada

verticalmente a través de la muestra. Esta dirección es normal a la dirección

predominante de las microfracturas en la muestra, por lo tanto, la dirección

del máximo esfuerzo horizontal en sitio se infiere, posiblemente del esfuerzo

principal.

Ensayo anelastic strain relaxation (ASR): este ensayo mide las deformaciones

que sufre el núcleo debido a que los esfuerzos se relajan cuando se llevan a

la superficie. La relajación de los esfuerzos produce microfracturas

proporcionales a la magnitud de los esfuerzos. Este ensayo se realiza con un

trozo del núcleo en sitio, lo más pronto posible a la extracción del mismo,

para poder tomar la mayor cantidad de lecturas de deformación. Los valores

184

de deformación medidos sirven para definir la dirección de los esfuerzos

principales mayores y la relación de las magnitudes, entre ellos.

Ensayo differential strain analysis (DSA): este ensayo también mide las

deformaciones por relajaciones de esfuerzo en un cubo de roca que se talla

de un núcleo. Este núcleo luego se comprime por un tiempo a un esfuerzo

mayor que el que tenía a la profundidad original. Luego el esfuerzo se relaja

y las deformaciones se miden en las caras del cubo. La relajación de los

esfuerzos produce microfracturas proporcionales a la magnitud de los

esfuerzos. Esta prueba sirve para definir la dirección de los esfuerzos

principales mayores y la relación de las magnitudes entre ellos.

Como se mencionó anteriormente, otra manera de calcular la dirección de los

esfuerzos horizontal, tanto mínima como máxima es mediante registros

especializados como los de imagen y mecánicos. Los registros comúnmente

usados son: UBI (ultrasonic borehole imaging), CIBIL (circumferential borehole

imaging love), CBIL (circumferential borehole imaging), DSI (dipole sonic

imaging), FMI (herramienta de imágenes microeléctricas de cobertura total);

registros EMS y six arm caliper, estos dos últimos del tipo mecánico. La

información proveniente de estos registros sirve para complementar y validar los

resultados obtenidos mediante los ensayos de laboratorio cuando se dispone de

ellos.

El área en estudio no cuenta con ensayos de laboratorio, por lo que la

metodología empleada se basó en la determinación de la orientación de ruptura

del hoyo “breakouts” y de las fracturas hidráulicas a partir de interpretaciones de

registros de imágenes acústicas disponibles en los pozos candidatos del Campo

para las diferentes estructuras cretácicas, y para ir en mas detalle en cada

yacimiento de acuerdo a los topes establecidos, de tal forma de verificar el

cambio de la dirección del esfuerzo en el pozo y estimarlo de una manera más

específica.

185

Se inició con la búsqueda de los registros de imagen acústica corridos en los

pozos candidatos, este tipo de registro se conoce como CBIL (Circumferential

Borehole Image Log), junto con los reportes realizados referente al

procesamiento e interpretación de los mismos.

Este tipo de registro genera imágenes detalladas de las paredes del hoyo, la

imagen está compuesta por píxeles de puntos de datos, representando la

amplitud de la reflectancia acústica de la pared del hoyo, la cual está afectada

por la variación de la impedancia acústica de la roca que esta en función del

contraste originado con la formación, el lodo presente, tamaño del hoyo, la

atenuación del lodo y el pulso acústico original transmitido.

La interpretación de las características geológicas de la imagen acústica y

resistiva se logra usando un programa especializado propiedad de Baker Atlas, el

cual posee una gran cantidad de filtros especializados y procedimientos que

corrigen la imagen adquirida por efectos de aceleración y magnetización,

declinación y inclinación magnética con el fin de referirlo al norte verdadero;

posee una interfaz que permite al analista a interpretar la orientación de los

planos de estratificación, fracturas y rupturas de hoyo (breakouts), además se

pueden realizar interpretación de facies y ambientes sedimentarios, y

representaciones graficas de los planos interpretados a través de los diagramas

de rosetas y schmidt.

La dirección de los esfuerzos mínimo y máximo horizontal, se obtuvo de los

resultados generados de un número de eventos interpretados del procesamiento

respectivo de los registros imágenes. Se consideraron para el análisis los eventos

como los breakouts/ovalizaciones y fracturas inducidas, las cuales se analizaron

partiendo de los topes geológicos establecidos para cada yacimiento.

Las ovalizaciones (breakout), fueron reconocidas por la detección de dos

agrandamientos alargados observados en el hoyo, de anchos similares separados

aproximadamente 180 grados. Esta estructura se forma en dirección del mínimo

esfuerzo horizontal, al contrario de las fracturas inducidas que se forman a lo

186

largo de la dirección de los esfuerzos máximos, ambas estructuras son

perpendiculares entre si, este principio básico fue el tomado en consideración

para estimar la dirección de los esfuerzos horizontales mínimo y máximo actuales

en la zona.

Figura 85. Registro de Imagen Acústica CBIL, se observa la presencia de

breakouts. En el track 1 se presenta el registro de gamma ray, así como el

ángulo de buzamiento de los eventos u ocurrencias (circulo) y su dirección con

respecto al norte (segmento de recta) representado por la simbología (1) el color

dependerá del tipo de evento; el track 2 indica los breakout gráficamente, la línea

en el círculo representa la dirección de la ruptura de hoyo entre 0 y 360 grados;

el track 3 contiene la desviación del pozo (magnitud y acimut), en el track 4

senala la profundidad, para el track 5 y 6 se tiene la imagen acústica.

Una vez interpretadas las fracturas y breakouts estos son representados

mediante redes estereográficas de dos maneras como: Proyecciones Schmidt y

rosetas o rose plots, permitiendo la visualización gráfica de las direcciones de los

eventos en el hoyo y de los planos sinusoidales, en el cual, éstos son

representados en las imágenes.

BREAKOUT(1)

187

La red estereográfica señala la proyección de los polos de los planos

interceptados sobre el hemisferio bajo la red estereográfica. Así como también

las direcciones de las rupturas de hoyo (breakouts). Las rosetas muestra

histogramas radiales que indican las direcciones predominantes o de mayor

frecuencia de ocurrencia de buzamientos en el caso de estratos o capas y de

rumbo en el caso de fracturas, pudiéndose interpretar dependiendo del caso: un

esfuerzo horizontal mínimo si se trata de ovalizaciones (σh) ó un esfuerzo

horizontal máximo (σH) si son fracturas inducidas.

Figura 86. Gráfico de Schmidt.

Figura 87. Diagrama de rosetas. Se muestra la orientación de los esfuerzos

horizontales máximos (NO-SE) de las fracturas inducidas presentes

específicamente rumbo de la fractura, perpendicular a la dirección inferida del

mínimo esfuerzo (NE-SO).

Induced Fractures (n=5)

188

Continuando con la metodología, cada una de estas imágenes, proyecciones

Schmidt, rosetas de rumbos y tablas de data generadas con la información

referente a los eventos interpretados, fueron integradas para su análisis e

interpretación detallada para cada pozo candidato, con la finalidad de definir

direcciones preferenciales de esfuerzo horizontal mínimo y máximo.

4.3.7. Determinación de parámetros de aplicabilidad geomecánica.

4.3.7.1. Densidades Equivalentes: Iniciación y propagación de Fractura.

Consiste básicamente en estudiar la respuesta de la roca de formación ante

diferentes estados mecánicos de carga, para lo cual se construye un rango

operacional de pesos de lodo de perforación, representado en este caso por el

de densidades equivalentes, el cual representa un rango de seguridad en el cual

la operación resultaría con menos inconvenientes en la perforación del pozo,

asociados a problemas de estabilidad de hoyo.

Este cálculo ha sido realizado bajo la premisa de medio isotrópico (esfuerzos

horizontales iguales) y geometría de hoyo circular. Se basa en los resultados de

las propiedades mecánicas estáticas de las rocas calculadas de los registros

acústicos, densidad y porosidad.

En función de la metodología aplicada se obtiene un perfil de propiedades

mecánicas como son los módulos de elasticidad (Young, Poisson y Corte).

Igualmente se estimó la resistencia a la compresión (ángulo de fricción y presión

no confinada) y la constante de Alfa. A partir de estas y mediante el programa

LMP, se determinó los valores de densidades equivalentes, tales como: apertura

o propagación, iniciación de fractura (breakdown), y la densidad equivalente

mínima o de colapso de hoyo.

189

A estos datos calculados se le sobrepone la información en formato de curva;

que representa el peso del lodo real que fue utilizado en la perforación del pozo,

y así poder ver gráficamente dónde se encuentra este peso en relación con las

presiones máxima y mínima calculadas para esta formación.

El rango de densidades equivalentes es bastante variable en función de los

cambios de compactación de la columna perfilada, haciendo generalmente que

el rango operacional de pesos de lodo se vaya cerrando en las formaciones

geológicas más profundas.

Cabe mencionar que los parámetros de entrada que tienen mayor impacto

sobre el análisis de la estimación de las densidades equivalentes a través del

programa son las propiedades mecánicas estáticas.

4.3.8. Generación de correlaciones para la integración de los módulos

geomecánicos dinámicos vs estáticos.

Conocidos los módulos elásticos en sus dos formas (estáticas y dinámicas) se

establecieron correlaciones de manera que, una vez obtenidos los módulos

dinámicos de manera continua a lo largo de toda la sección de hoyo que dispone

de registros sónicos pueden convertirse mediante la correlación calculada en

módulos elásticos estáticos de manera también continua para toda la sección de

hoyo de interés, es decir, a partir de parámetros mecánicos dinámicos calculados

por ecuaciones o el método seleccionado poder estimar los estáticos (Young,

Corte y Volumétrico) mediante las correlaciones establecidas para cada tipo de

yacimiento por estructura y de manera general por formación para el campo.

Esta metodología es la que se aplicó en este trabajo a fin de obtener un modelo

ajustado a los módulos tanto estáticos como dinámicos permitiendo conocer el

comportamiento y extenderlos en un área del Campo cuando se requiera.

190

4.3.9. Integración y presentación de resultados.

Una vez aplicada la metodología anteriormente explicada, se procedió a la

integración de los resultados, con el fin de realizar el análisis de los mismos

permitiendo establecer las conclusiones y recomendaciones del presente estudio,

los cuales se desarrollan en el Capitulo V a continuación.

repÚblica bolivariana de venezuela...

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