Geopresiones por registros geofísicos

Geopresiones por registros geofísicos 

Problemas de flujo y descontrol, pegaduras por presión diferencial, pérdidas de circulación, colapsos de tuberías de revestimiento y derrumbes de formación suelen incrementar considerablemente el costo de un pozo y el tiempo de perforación del mismo. Estos problemas son causados generalmente por una deficiente predicción de las presiones de sobrecarga, poro y fractura de las formaciones a perforar, y cuyo conocimiento es básico para planear la perforación. Consecuentemente, es indispensable entender primero los principios físicos que originan estas presiones y, segundo, predecirlas con la mayor exactitud posible.  

METODOLOGÍA PRÁCTICA PARA EL CÁLCULO DE LAS PRESIONES DE SOBRECARGA, PORO Y FRACTURA  

4.1Determinar la presión de sobrecarga (S).  

4.2Definir los intervalos de lutitas limpias (no aplica cuando únicamente se cuenta con información sísmica).  

4.3Determinar la presión de poro (pp). 

4.4Determinar la presión de fractura (pFR).  

4.5Calibrar las predicciones de las presiones de poro y fractura. 

4.1. Determinar la presión de sobrecarga 

 

Donde ρ Fi es la densidad promedio de la formación (gr/cm3 ) comprendida entre las profundidades Di y Di−1 (m) (Figura 5). ρ Fi se determina en forma directa del registro de densidad de pozos de correlación o con la siguiente correlación empírica, si únicamente se cuenta con el registro sónico o información sísmica. 

 

Donde V es la velocidad del intervalo (m/seg). 

 

4.2. Definir los intervalos de lutitas limpias Todos los métodos para evaluar la presión de poro emplean los valores de tiempo de tránsito o de resistividad en las lutitas para definir la tendencia normal de compactación. Para esto, es fundamental seleccionar los intervalos de lutitas limpias, como se indica a continuación: 

4.2.1. Línea base de lutitas A partir de un registro de litología, como rayos gamma (RG) o potencial espontáneo (SP), trazar la línea base de lutitas limpias seleccionando los valores máximos del registro. Al trazar esta línea considerar los valores máximos de resistividad y, en el registro sónico, tomar en cuenta los valores mínimos (Figura 6).  

4.2.2. Selección de puntos de lutita Para cada lectura en el registro RG o SP, igual o mayor que la línea base de lutitas, marcar la lectura de tiempo de tránsito o de resistividad a la profundidad correspondiente. De esta manera se estarán seleccionando los puntos de lutita en el (los) registro(s) a utilizar para el análisis de la tendencia normal de compactación (Figura 7). 

 

 

4.2.3. Unión de puntos de lutita Con los puntos de lutita seleccionados, se procede a unir éstos para definir el comportamiento de la porosidad en el (los) registro(s) utilizado(s). Precisamente, sobre la línea que une los puntos de lutita se trazará la tendencia normal de compactación para el cálculo de la presión de poro (Figura 8).  

4.3. Determinar la presión de poro En un estudio del estado del arte de los métodos de predicción de presión de poro2 se identificaron 15 métodos. Sin embargo, los mejores y más usados por la industria petrolera3 son: el método de Hottman y Johnson4 , el método de Foster y Whalen5 o profundidad equivalente, el método de Eaton3,6 y el método del exponente dc7 . A diferencia de los otros métodos, estos cuatro métodos son sencillos y utilizan información convencional y de fácil acceso. 

 4.3.1 Método de Hottman y Johnson4 (H&J) Usando valores de tiempo de tránsito o resistividad y presiones de formación reales medidas en formaciones del Mioceno y Oligoceno de las costas de Texas y Louisiana, H&J desarrollaron dos correlaciones empíricas para la determinación de la presión de poro, como se indica a continuación. 

 4.3.1.1. A partir de la unión de las lecturas de puntos de lutitas limpias (ínciso 2.3), graficar profundidad vs. tiempo de tránsito o resistividad de lutitas limpias (línea azul en Figura 9). 

4.3.1.2. Trazar la línea de tendencia normal y extrapolarla hasta la profundidad total (línea verde en Figura 9). 

 4.3.1.3. A la profundidad de interés, leer los valores de tiempo de tránsito o resistividad de la tendencia normal y de la curva graficada con los valores del registro.  

4.3.1.4. Se calcula la diferencia de lecturas de tiempo de tránsito (tlu-tlun) o la relación de resistividades (Ron/Ro)lu entre los valores reales del registro y los valores leídos de la línea de tendencia normal extrapolada.  

4.3.1.5. Con el valor obtenido en el punto 

 4.3.1.4, se entra a la correlación de H&J (Figura 10 ú 11) y se determina el gradiente de presión de poro. 

 

4.3.1.6. Finalmente, el gradiente de presión de poro obtenido en el punto  

4.3.1.5 se multiplica por la profundidad para obtener la presión de poro buscada. Mathews & Kelly8 y Fertl9 desarrollaron correlaciones similares usando un mayor número de datos de otras áreas geológicas, utilizando el mismo principio de H&J. 

4.3.3. Método de Eaton 

Al igual que el método de H&J4 , el método de Eaton, está basado en el principio que establece que la tendencia normal de compactación es alterada en la zona de presión anormal. Eaton utilizó una gran cantidad de datos de registros geofísicos y mediciones de presiones de poro de diferentes áreas geológicas para desarrollar una serie de ecuaciones, las cuales relacionan directamente la presión de poro con la magnitud de desviación entre los valores observados y los obtenidos de la tendencia normal extrapolada. El método se explica a continuación.  

4.3.3.1. A partir de la unión de las lecturas de puntos de lutitas limpias, graficar profundidad vs. tiempo de tránsito o resistividad de lutitas “limpias”.  

4.3.3.2. Trazar la línea de tendencia normal y extrapolarla hasta la profundidad total (línea verde en Figura 12). 

4.3.3.3. A la profundidad de interés D, leer los valores de tiempo de tránsito de la tendencia normal tlun y de la tendencia observada tlu y la profundidad equivalente al mismo valor del tiempo de tránsito observado Dn.  

4.3.3.4. Calcular la presión de poro a la profundidad de interés D, según el registro que se tenga, con las siguientes ecuaciones: 

 

Aun cuando el método de Eaton esta basado en datos de áreas geológicas diferentes a las perforadas en México, es el más preciso y sencillo de utilizar. 

4.4. Determinar la presión de fractura 3,6 La presión necesaria para vencer la presión de formación y la resistencia de la roca se denomina presión de fractura. Para determinar esta presión se propone emplear el método de Eaton, tal y como se plantea a continuación.  

4.4.1. Método de Eaton La ecuación de Eaton para el cálculo de la presión de fractura (pFR) está en función de la presión de poro (pp) y de la sobrecarga (S), previamente calculadas, así como de la relación de Poisson (ν ). 

 

4.4.1.1. Calcular la relación de Poisson. La relación de Poisson es un propiedad mecánica de la formación que relaciona la deformación lateral de la roca con respecto a su deformación axial, cuando está sometida a un esfuerzo. Para calcularla, tenemos dos opciones: a) A partir del registro sónico dipolar de pozos de correlación 

 

 (1) Actualmente, la predicción de PP para el yacimiento de carbonato aún no se ha resuelto correctamente. El modelo de física de rocas más potente es una de las claves para solucionar este problema, pero con lento avance en la investigación científica. Entre los tres tipos de modelos de cálculo de PE, las relaciones velocidad-PE y los módulos elásticos-PE no están restringidas por el mecanismo de compactación de desequilibrio y prometen ser adecuadas para la predicción de PP en carbonatos después de mejoras adicionales. 

(2) El complejo sistema de poros y su heterogeneidad resultante son 

los factores internos que afectan el rendimiento de los modelos físicos de rocas convencionales en carbonatos, lo que desafía aún más la predicción confiable de PP. Todavía estamos lejos de comprender bien el aspecto físico. 

propiedades de las rocas carbonatadas, como los efectos de la estructura de los poros en las velocidades y las correlaciones entre diferentes propiedades geofísicas. Desarrollar modelos adecuados de velocidad (o módulos elásticos) -PE basados en experimentos y datos de campo es una necesidad urgente para mejorar la confiabilidad de la predicción de PP en rocas carbonatadas. 

(3) Basado en modelos apropiados de física de rocas, predecir y actualizar los resultados de PP en tiempo real unos metros antes de la barrena usando los datos de MWD y LWD sería una buena solución para la perforación segura en carbonatos. 

Software: 

La eficiencia económica, el control de costos y la mejora de la productividad son temas importantes en la industria del petróleo a medida que surge la década de los noventa. Los equipos multidisciplinarios se están utilizando con éxito para abordar cuestiones fundamentales que afectan la rentabilidad de todo tipo de proyectos. En general, se acepta que el hardware y el software de las computadoras contribuyen a mejorar la productividad, lo que a su vez tiende a maximizar la rentabilidad. 

Dos barreras importantes para el uso de software son el escepticismo y la falta de funcionalidad. El usuario potencial del software quiere saber con precisión qué puede esperar ganar antes de comprometerse a aprender un programa. Los usuarios potenciales también quieren una funcionalidad que los lleve automáticamente a los aspectos de investigación y diseño de un problema en particular. Los productos de software, como procesadores de texto, hojas de cálculo y paquetes de gráficos, son de gran ayuda para las personas y los equipos que participan en los aspectos operativos de la resolución de problemas, incluida la recopilación de datos y la generación de informes. Sin embargo, estos productos de software se modifican en general para facilitar la comunicación empresarial. por lo tanto, carecen de la funcionalidad específica requerida para investigar problemas técnicos de manera rentable. 

Un problema técnico que aparece a menudo en un entorno multidisciplinario es la cuestión de la presión de poro y el análisis del gradiente de fractura. Los regímenes de presión de poro en el subsuelo afectan en gran medida los diseños de perforación y terminación, los costos de los pozos y la perspectiva económica del proyecto. Las presiones de poro se pueden analizar de varias maneras. '- Lo Una de las técnicas más confiables se basa en datos de registros de pozos5 y este es el método preferido por muchos ingenieros de perforación y expioracionistas. 

Los métodos basados en registros requieren una gran cantidad de datos. No se pueden sacar conclusiones válidas de diseño e investigación sobre la base de varios cálculos o cadenas de cálculos. Para obtener el valor "más alto" de los datos subyacentes, primero se debe realizar el trabajo administrativo y de ingeniería de operaciones que consume mucho tiempo. 

No realizar análisis de presión intersticial puede resultar caro. Los problemas de control de pozo, tubería atascada y estabilidad del pozo tienden a consumir los presupuestos de perforación a tasas asombrosas. Las altas apuestas involucradas y la cantidad de cálculos preparatorios requeridos hacen que el trabajo del gradiente de fractura y la apósito poroso sea un candidato ideal para aplicaciones informáticas. realizado por el ingeniero, interactuando con la computadora para acelerar el proceso. 

Este documento documenta la mejora de la productividad de la ingeniería atribuida al software de evaluación de la geopresión. También describe la eficacia del software como un dispositivo de capacitación de transferencia de tecnología y estima el impacto económico del software. 

Descripción del software 

El software de estimación de geopresiones (GPES) es una herramienta de análisis de gradiente de fracturas y poros de formación basada en computadora personal integrada e interactiva diseñada para que la utilicen ingenieros de perforación y geólogos para evaluar las presiones de formación utilizando registros digitales de cable, datos sísmicos procesados y de perforación. Se encuentran disponibles varios modelos empíricos y de gráficos cruzados entre los que el usuario puede seleccionar durante una sesión de análisis. 

Se tomó la decisión de escribir este programa informático que permitiría a los ingenieros abordar directamente el diseño y los aspectos de investigación de la presión de poro y el trabajo de gradiente de fractura. El trabajo preparatorio o de nivel "bajo" debía ser realizado por la computadora en la mayor medida posible. Esto incluyó tareas tales como encontrar los datos de registro y presentárselos al ingeniero, seleccionar puntos de lutita con entrada de ingeniería, calcular gradientes de tensión de sobrecarga, calcular diferencias entre tendencias normales y datos observados, calcular presiones de poros y gradientes de fractura, y preparar salidas. 

Una consideración fundamental fue escribir un programa que imitara efectivamente la forma en que un ingeniero realizaría un análisis de presión de poro mediante un cálculo manual. Por lo tanto, se incorporó una flexibilidad considerable a este software. Existen varias opciones para ingresar datos de registro. Los criterios para seleccionar puntos de lutita son especificados por el ingeniero. Los datos de registro que faltan pueden ser estimados e ingresados por el ingeniero. Se pueden ingresar y probar modelos analíticos específicos. Las tendencias normales son seleccionadas por el ingeniero y la salida puede personalizarse mediante anotaciones. 

Durante el período de depuración, quedó claro que el software podría ser un valioso instrumento de entrenamiento y un vehículo mediante el cual se podrían investigar numerosos modelos de manera rápida y eficiente. Los beneficios adicionales del software incluyen mejores planes de pozos, mayor seguridad en la perforación, menor posibilidad de daños ambientales accidentales y una estimación mejorada de los requisitos de material de perforación. 

Transferencia de tecnología de geopresión y problemas de formación 

Un desafío que enfrenta la industria petrolera y otras industrias es la necesidad de transferir de manera efectiva las tecnologías existentes y emergentes del personal experimentado, las instituciones de investigación o los procedimientos publicados a su personal de campo y operaciones. El uso de herramientas de software es un método para lograr este objetivo. No es suficiente simplemente producir software sin tener en cuenta las necesidades de los usuarios finales y su experiencia. 

Varias técnicas de análisis de presión de fractura y poros de formación y modelos empíricos'-10 están disponibles en la industria petrolera en la actualidad. Sin embargo, durante la planificación del pozo, el ingeniero de perforación a menudo se enfrenta al dilema no solo de qué modelos usar, sino también de buscar publicaciones y referencias para determinar o seleccionar una técnica o modelo de análisis de geopresiones para usar. El software de estimación Geopressure es un esfuerzo exitoso para construir un sistema integrado avanzado que contiene bibliotecas de técnicas gráficas probadas y modelos empíricos para un fácil acceso y uso por parte de ingenieros de perforación y analistas de presión. Este sistema también tiene la flexibilidad de adaptarse a tecnologías emergentes al brindar a los usuarios herramientas para procesar ecuaciones algebraicas y crear modelos que no están contenidos dentro del sistema o son específicos de la cuenca geológica de su pozo. 

 

REFERENCIAS: 

Proehl, T.S.; Onyia, E.C.; Herkommer, M.E. (). [Society of Petroleum Engineers Petroleum Computer Conference - Houston, Texas (1992-07-19)] Petroleum Computer Conference - Assessing the Productivity Enhancement and Economic Impact of Geopressure Evaluation Computer Software. , (), –. doi:10.2118/24447-MS   

Guía para la Predicción de Geopresiones (Presiones de sobrecarga, poro y fractura). https://escueladeperfora.files.wordpress.com/2011/09/guia-para-la-presdiccion-de-geopresiones.pdf 

Terzaghi, K., Theoretical Soil Mechanics, John Wiley & Sons, Inc., New York (1943).  

Knowledge Systems, INC. Best Practice Procedures for Predicting Pre-Drill Geopressures in Deep Water Gulf of Mexico. DEA Project 119-June 2001. 

 Yoshida, C., Ikeda, S., and Eaton, B. A.: An Investigative Study of Recent Technologies Used for Prediction, Detection, and Evaluation of Abnormal Formation Pressure and Fracture Pressure in North and South America, IADC/SPE 36381, 1996. 

Hottman, C.E., and Johnson, R.K.: Estimation of Formation Pressure from LogDerived Shale Properties, Journal of Petroleum Technology, August, 1965. 

 Foster, J.B. and H.E. Whalen.: Estimation of Formation Pressures from Electric Surveys-Offshore Louisiana” Journal of Petroleum Technology, (2/66), 165-171.