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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
CONSTRUCCIÓN DEL MODELO GEOMECÁNICO DEL YACIMIENTO LAGUNILLAS INFERIOR 07
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
para optar al Grado Académico de
MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
Autor: Ing. Lyzbeth CoromotoTorres Ramírez Tutor: PhD. Orlando Zambrano
Co-Tutor: MSc. Américo Perozo
Maracaibo, julio de 2009
APROBACIÓN
Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado CONSTRUCCIÓN DEL MODELO GEOMECÁNICO DEL YACIMIENTO LAGUNILLAS INFERIOR 07 que Lyzbeth Coromoto Torres Ramírez, C.I.: 13.481.205 presenta ante el Consejo Técnico de la División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería en cumplimiento del Articulo 51, Parágrafo 51.6 de la Sección Segunda del Reglamento de Estudios para Graduados de la Universidad del Zulia, como requisito para optar al Grado Académico de
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
____________________
Coordinador del Jurado
Orlando Zambrano C. I.: 7.548.612
_______________________ ______________________ Américo Perozo Maika Gambus C. I.: 2.880.248 C. I.: 9.786.934
________________________
Director de la División de Postgrado Gisela Páez
Maracaibo, julio de 2009
Torres Ramírez, Lyzbeth Coromoto. “ Construcción del Modelo Geomecánico del Yacimiento Lagunillas Inferior 07”. (2009) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 163 p. Tutor: Dr. Orlando Zambrano, Co-tutor: Prof. Américo Perozo.
RESUMEN
El yacimiento Lagunillas Inferior 07 se encuentra ubicado al noreste de la cuenca del Lago de Maracaibo y pertenece al campo Lagunillas. El pozo LL-3548 perteneciente a ésta área posee un núcleo al cual se le realizó la caracterización geomecánica en muestras de los miembros Laguna y Lagunillas Inferior el cual permitió tomar acción en cuanto a los cambios volumétricos y la deformación que presentan las arenas no consolidadas del yacimiento. El objetivo principal de éste estudio fue la construcción de un modelo geomecánico mediante la evaluación de las propiedades mecánicas de la roca, las cuales son aquellas que miden los esfuerzos, resistencia y deformación; para optimizar operaciones de pozos que afecten y causen daño a la formación en función de las características de la roca. Entre los parámetros evaluados están los módulos elásticos dinámicos y estáticos, se establecieron correlaciones matemáticas entre ellos, se estudió además la compactación que sufriría el yacimiento, se calculó la magnitud de los esfuerzos principales resultando el gradiente de esfuerzo vertical de 0,94 Lpc/pie, mientras los gradientes de esfuerzos horizontales máximo y mínimo fueron de 0,87 Lpc/pie y 0,70 Lpc/pie respectivamente. El régimen de esfuerzos determinado para el área es de tipo normal (σv > σH > σh). La anisotropía de los esfuerzos horizontales σH / σh hacen riesgosa la perforación horizontal presentando mayores riesgos mecánicos de estabilidad del hoyo. La ventana operacional teórica está dentro del rango de 10,5 y 12,5 lbs/gal como máxima permisible.
Palabras Clave: compactación, subsidencia, geomecánica, magnitud, yacimientos. E-mail del autor: [email protected]
Torres Ramírez, Lyzbeth Coromoto. “ Construction of the geomechanical model of the Lower Lagunillas Reservoir 07”. (2009) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 163 p. Tutor: Dr. Orlando Zambrano, Co-tutor: Prof. Américo Perozo
ABSTRACT
The Lower Lagunillas reservoir 07 is located northeast of the Lake Maracaibo area and belongs to Lagunillas. Well LL-3548 belonging to this area has a core which was performed on samples geomechanical characterization of the members and Laguna Lower Lagunillas allowing the action to changes in volume and distortion that have not consolidated sands site. The main objective of this study was the construction of a geomechanical model by evaluating the mechanical properties of the rock, which are those that measure the efforts, strength and deformation, to optimize operations affecting wells and causing damage to the formation depending on the characteristics of the rock. Among the parameters are the elastic modulus and dynamic, mathematical correlations were established between them, was studied further compaction of the site which would be calculated the magnitude of the main efforts resulting vertical stress gradient of 0.94 lpc / ft while the maximum horizontal gradients of effort and minimum were 0.87 lpc / ft and 0.70 lpc / ft respectively. Determined efforts of the regime for the area is a normal (σv > σH > σh). Anisotropy efforts horizontal σH / σh make risky horizontal drilling higher risk for mechanical stability of the pit. The theoretical operating window is within the range of 10.5 and 12.5 lb / gal as the maximum allowable.
Key Words: compaction, subsidence, geomechanical, magnitude, reservoir. Author’s e-mail: [email protected]
DEDICATORIA
A ti mi Dios por iluminarme y guiarme en cada uno de mis pasos.
A mis Padres, por ser ejemplo de amor, dedicación y estímulo para el logro de mis
metas.
A mi esposo y mis hijos, por ser mi vida. Los amo.
A mis hermanos, espero ser para ellos ejemplo de perseverancia y entrega para que
puedan alcanzar todo aquello que se proponen.
A mis abuelos y mi tía.
A mis suegros.
A mis amigas, por compartir su amistad conmigo.
A todos mis compañeros de trabajo.
Les dedico este trabajo con todo mi amor.
AGRADECIMIENTO
A Dios, por bendecirnos al llenar mi vida de enseñanza y permitir la realización de este
proyecto.
A mis padres que son base fundamental para el logro de esta meta.
A mi esposo y mis hijos por llenarme plenamente de felicidad.
A La Ilustre Universidad del Zulia, por su contribución en el aporte de los conocimientos
a lo largo de la carrera cursada que ayudaron en mi desarrollo integral como profesional.
A Petróleos de Venezuela (PDVSA) por permitirme demostrarles mis conocimientos y
habilidades en especial al área de Lagunillas Lago – Gerencia de Desarrollo de
Yacimientos Distrito Lago Norte.
A mi tutor Orlando Zambrano por su valiosa contribución en el asesoramiento de éste
trabajo y a mi co-tutor Américo Perozo por brindarme apoyo en la elaboración de este
trabajo.
.
A todos muchas gracias.
INDICE DE CONTENIDO
RESUMEN..................................................................................................…..….…
ABSTRACT………………………………………………………………………………...
DEDICATORIA............................................................................................……......
AGRADECIMIENTO...................................................................................…………
INDICE DE CONTENIDO………………………………………………………………...
ÍNDICE DE FIGURAS ….…………………………………………………………...……
ÍNDICE DE TABLAS ……………………………………………………………..………
CAPÍTULO
I EL PROBLEMA……………………………………………………………….
1.1 Introducción…………………………………………………………...…..
1.2 Justificación……………………………………………………………….
1.3 Delimitación……………………………………………………………….
1.4 Objetivos de la investigación…………………………………………....
1.4.1 Objetivo general……………………………………………………
1.4.2 Objetivos específicos……………………………………………...
1.5 Metodología a utilizar …………...………………………………….…...
II MARCO TEÓRICO GEOMECÁNICO
2.1 Antecedentes de la investigación……………………………………...
2.2 Geomecánica…………………………………………………………….
2.3 Historia de la Geomecánica…………………………………………....
2.4 Materiales geológicos…………………………………………………...
2.5 Características principales de los materiales geológicos…………...
2.6 Etapas de un análisis geomecánico…………………………………...
2.7 Aplicaciones geomecánicas en la industria petrolera……………….
2.8 Modelo geomecánico…………………………………………………...
2.8.1 Caracterización geomecánica de las rocas……………………
2.8.1.1 Propiedades físicas de las rocas……………………….
2.8.1.2 Propiedades mecánicas de las rocas………………….
2.8.2 Ensayos geomecánicos de laboratorio………………………...
2.8.2.1 Importancia de los ensayos geomecánicos…………
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2.8.2.2 Ensayos de resistencia mecánica…………………….
2.8.2.3 Ensayos de compresibilidad…………………..…….…
2.8.2.4 Ensayos de compactación con reducción de
permeabilidad.……………………………………………………
2.8.2.5 Ensayos de compresibilidad con repteo (creep)…….
2.8.2.6 Ensayos para la dirección de esfuerzos………………
2.8.2.7 Ensayos de campo complementarios…………………
2.8.3 Información geomecánica a partir de datos de campo………
2.8.3.1 Registro de rayos gamma……………………………...
2.8.3.2 Registro neutrónico…………………………………..…
2.8.3.3 Registro de densidad de formación…………………..
2.8.3.4 Registro de presión de poro……………………………
2.8.3.5 Registro de resistividad…………………………………
2.8.3.6 Registro acústico………………………………………..
2.8.3.7 Pruebas Microfrac………………………………………
2.8.3.8 Pruebas Minifrac………………………………………...
2.8.3.9 Caliper de 4-6 brazos…………………………………..
2.8.3.10 Registro de imágenes…………………………………
2.8.4 Estimación de los esfuerzos in situ…………………………….
2.8.4.1 Esfuerzos inducidos alrededor de la perforación……
2.8.4.2 Componentes de los esfuerzos in situ…………………
2.8.5 Factores geomecánicos que influyen en los esfuerzos in situ
2.8.5.1 Presión de poro………………………………………….
2.8.5.2 Esfuerzos efectivos……………………………………..
2.8.5.3 Polígono de esfuerzos………………………………….
2.8.6 Régimen de esfuerzos………………………………………..…
2.8.6.1 Régimen normal…………………………………………
2.8.6.2 Régimen transcurrente…………………………………
2.8.6.3 Régimen compresional…………………………………
2.8.7 Criterio de falla……………………………………………………
2.8.7.1 Criterio de falla de Mohr-Coulomb…………………….
2.8.7.2 Mecanismos de fallas de la roca………………………
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2.8.7.3 Tipos de fallas de las rocas…………………………….
2.9 Estabilidad de hoyo……………………………………………..…
2.9.1 Estabilidad geomecánica……………………………………
2.9.2 Estabilidad química………………………………………….
2.10 Problemas frecuentes relacionados con la perforación
de pozos y asociados a la estabilidad de hoyo……………………..
2.10.1 Pega de tubería…………………………………………
2.10.2 Embolamiento de la mecha……………………………
2.11 Ventana operacional…………………………………………..….
2.12 Aplicación al diseño de la trayectoria…………………………...
III ANÁLISIS CONVENCIONAL DEL YACIMIENTO
3.1 Descripción del Yacimiento Lagunillas Inferior 07……………………
3.2 Geología…………………………………………………………………..
3.2.1 Estructura……………………………………………………..……
3.2.2 Ambiente de sedimentación……………………………...………
3.2.3 Modelo sedimentario………………………………….……….…
3.2.4 Subdivisión vertical………………………………………………
3.2.5 Marco estratigráfico………………………………………………
3.2.6 Propiedades de los fluidos………………………………………
3.3 Historia de inyección y presión…………………………………………
3.4 Reseña histórica de producción…………………………………….…..
3.5 Mecanismos de producción………………………………………….….
IV ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS
4.1 Prueba de compresibilidad de la roca…………………………….…...
4.2. Ensayo experimental ultrasónico de corrida de ondas
compresional (p ) y de corte (s)…………………………………………
4.3. Determinación de los módulos elásticos dinámicos a las rocas del
Yacimiento lagunillas inferior -07………………………………………..
4.3.1. Estudio del gráfico de propiedades mecánicas de las rocas
4.3.2. Cálculo de la deformación volumétrica ( ε ) en función de la
presión de poros y esfuerzo……………………………………………...
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4.3.3. Interpretación del registro sónico dipolar y de densidad….
4.3.3.1.- Determinación de la ecuación sintética para el tiempo de
tránsito de la onda de corte………………………………………………
4.3.4. Módulos elásticos dinámicos a través del ensayo ultrasónico
de corrida de ondas P y S……………………………………………….
4.4. Módulos elásticos estáticos a las rocas del Yacimiento LL-07....
4.5. Integración de los módulos elásticos estáticos y dinámicos a las
rocas del Yacimiento Lginf-07…………………………………………...
4.5.1. Relación de Poisson estática……………………………………..
4.5.2. Módulo de young estático…………………………………………
4.5.3. Módulo de corte estático…………………………………………..
4.5.4. Módulo volumétrico estático……………………………………...
4.5.5. Coeficiente poroelástico de Biot estático………………………..
4.6. Cálculo de la compactación para el Yacimientos Lginf-07……..
4.7. Estudio de la presión de poros, magnitud de los esfuerzos
principales para el yacimiento Lagunillas Inferior -07…………………
4.7.1.- Estudio de la presión de poros…………………………………..
4.7.2.- Estudio del esfuerzo vertical o de sobrecarga…………………
4.7.3.- Estudio del esfuerzo horizontal mínimo o presión de fractura..
4.7.4.- Estudio del esfuerzo horizontal máximo………………………..
4.8. Estudio de la dirección de los esfuerzos…………………………..
4.9. Cálculo de la ventana operacional de lodo………………………..
4.10 Condiciones óptimas de perforación para evitar la inestabilidad
4.10.1 Resumen de propiedades mecánicas…………………………..
4.10.2 Campo de esfuerzo y presión de yacimientos…………………
4.10.3 Resumen de la ventana operacional…………………………...
V CONCLUSIONES…………………………………………………………..
VI RECOMENDACIONES……………………………………………………
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS……………………………………………………
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ÍNDICE DE FIGURAS
1 Diagrama de fases para materiales geológicos………………………………….
2 Relación esfuerzo-deformación……………………………………………………
3 Ejemplos de anisotropía intrínseca (litología) y producida por esfuerzos……
4 Principio del ensayo de compresión sin confinar………………………………..
5 Esquema de una celda triaxial para ensayos geomecánicos…………………..
6 Esquema de un ensayo de compresión brasileño y las fracturas generadas
en la muestra………………………………………………………………………..
7 Esquema de una muestra para ensayo de dureza de fractura………………..
8 Registro de imágenes…………………………………………………….…………
9 Estado de esfuerzos in-situ, antes y después de la perforación……………….
10 Muestras de esfuerzos de corte y tracción en la roca…………………..………
11 Esfuerzos principales y planos principales……………………………….………
12 Componentes del campo de esfuerzos in-situ…………………………………...
13 Orientación y relación de los esfuerzos en una falla normal……………………
14 Orientación y relación de los esfuerzos en una falla de deslizamiento……..…
15 Orientación y relación de los esfuerzos en una falla inversa…………………...
16 Envolvente de esfuerzos de Mohr…………………………………………………
17 Representación del modelo de falla de Mohr-Coulumb…………………………
18 Mecanismos de falla y su localización con respecto a la envolvente de falla
de Mohr-Coulomb……………………………………………………………………
19 Enfoque integrado para estabilidad de lutitas…………………………………....
20 Esquematización de problemas de inestabilidad de hoyo………………………
21 Vista transversal y anular de los esfuerzos que actúan en el hoyo…………..
22 Magnitud de los esfuerzos efectivos axial y tangencial en la pared del hoyo...
23 Fuerza de la pega diferencial……………………………………………………....
24 Geometría del hoyo………………………………………………………………....
25 Empaquetamiento puente en el hoyo…………………………………………..…
26 Esquematización del embolamiento de mecha………………………………….
27 Variación de los esfuerzos sobre las paredes de un pozo antes y después
de la perforación…………………………………………………………………….
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Página Figura
28 Variación de la ventana operacional en función de la desviación de un pozo..
29 Ejemplo de la trayectoria de un pozo diseñada en función de las variaciones
del campo de esfuerzo………………………………………………………….….
30 Ubicación geográfica del Yacimiento LGINF-07.…………….……………...…..
31 Mapa isópaco estructural del Yacimiento LGINF-07…………….………….…..
32 Ambiente de sedimentación……….……………………………………………….
33 Modelo sedimentario………………………………………………………………..
34 Formación lagunillas………………………………………………………………...
35 Unidades del Yacimiento…………………………………………………………...
36 Mapa isobárico 2008………………………………………………………………..
37 Comportamiento de presiones……………………………………….…………….
38 Gráfico Cb versus σ Miembro Laguna…………………………………………....
39 Gráfico coeficiente “a” versus la presión de poros……………………………….
40 Gráfico coeficiente “b” versus la presión de poros…………………………….....
41 Compresibilidad total del Miembro Laguna……………………………………….
42 Gráfico Cb versus σ Miembro Lagunillas Inferior…………………………….…
43 Diferentes esfuerzos de confinamiento y presión de poros del Miembro
Lagunillas………………………………………………………………………...………...
44 Gráfico de propiedades mecánicas de la roca……………………………………
45 Deformación volumétrica Miembro Laguna…………………………………..…...
46 Deformación volumétrica medida Miembro Laguna……………………………...
47 Deformación volumétrica calculada Miembro Laguna………………………...…
48 Deformación volumétrica Miembro Lagunillas Inferior…………………………...
49 Deformación volumétrica medida Lagunillas Inferior………………………….…
50 Deformación volumétrica calculada Miembro Lagunillas Inferior…………….....
51 Deformación volumétrica histograma comparativo de la relación de Poisson a
través del gráfico de propiedades mecánicas y del registro Sónico
Dipolar…………………………………………………………………………………
52 Histograma comparativo del módulo de Young a través del gráfico de
propiedades mecánicas y del registro sónico dipolar………........…………….
53 Histograma comparativo del módulo de corte a través del gráfico de
propiedades mecánicas y del registro sónico dipolar…………………….………
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Página Figura
54 Histograma comparativo del módulo volumétrico a través del gráfico de
propiedades mecánicas y del registro sónico dipolar………………………….…
55 Relación de Poisson…………………………………………………………………
56 Módulo de Young…………………………………………………………………….
57 Módulo de corte………………………………………………………………………
58 Módulo volumétrico…………………………………………………………….........
59 Ecuación sintética para el tiempo de tránsito de la onda de corte…………...…
60 Relación de Poisson del ensayo de corrida de ondas y del gráfico de
propiedades mecánicas con respecto a la profundidad………………………….
61 Módulo de Young del ensayo de corrida de ondas y del gráfico de
propiedades mecánicas vs profundidad…………………………………………...
62 Coeficiente de Poisson dinámico con presión de sobrecarga………………..…
63 Correlación para determinar la relación de Poisson estático en función del
dinámico…………………………………………………………………………….…
64 Estimación del módulo de Young estático en función del módulo dinámico….
65 Correlación de Lacy para el módulo de Young para arenas……………………
66 Módulo de Young y correlaciones………………………………………………....
67 Módulo de corte estático y dinámico………………………………………………
68 Módulo volumétrico estático y dinámico…………………………………………..
69 Coeficiente de Biot versus compresibilidad total Miembro Laguna………...….
70 Coeficiente de Biot versus compresibilidad total Miembro Lagunillas Inferior..
71 Compresibilidad de la roca…………………………………………………………
72 Correlación compresibilidad de la roca en función de la presión de
confinamiento efectiva…………………………………………………………….…
73 Subsidencia área Lagunillas Lago…………………………………………………
74 Deformaciones volumétricas de los miembros Laguna y Lagunillas Inferior…
75 Deformación volumétrica muestras 46v y 48v……………………………………
76 Comportamiento de presión para el Yacimiento Bachaquero-01 y Lagunillas
Inferior -07…………………………………………………………………………….
77 Comportamiento de la presión de poros calculada por el registro DSI……….
78 Comportamiento de la presión de poros con profundidad………………………
79 Registros de densidad utilizados para generar el sintético…………………….
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80 Valor más probable del gradiente de sobrecarga Yac. Lginf-07………………..
81 Comportamiento de presión………………………………………………………...
82 Esfuerzo horizontal mínimo…………………………………………………………
83 Esfuerzo horizontal máximo………………………………………………………...
84 Modelo geomecánico planteado para el Yacimiento LGINF-07………………..
85 Gráfico obtenido del análisis de ovalización del Pozo LL-3858 utilizando el
módulo de GeoFrame “Caliban-EMS-Caliper de 6 brazos”……………………..
86 Roseta de rumbo mostrando la dirección de las ovalizaciones del hoyo………
87 Pozo LL-3858 esfuerzos actuales………………………………………………….
88 Fracturas naturales tectónicas parcialmente abiertas con rumbos
principalmente orientados al ENE-OSO…………………………………….……..
89 Ventana operacional teórica…………………………………………………………
90 Envolvente de falla, trayectoria de los esfuerzos a 3519 pies………………..…
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ÍNDICE DE TABLAS Tabla
1 Propiedades petrofísicas……………….……………………………………………
2 Propiedades de los fluidos……………….…………………………………………
3 Muestras seleccionadas para los diferentes ensayos geomecánicos……….…
4 Ensayos hidrostáticos………………………………………………………….…….
5 Cálculo de “a” en función de la presión de poros. ……………….………………
6 Cálculo de “b” en función de la presión de poros.………………….……….……
7 Calculo de “a y b” en función de la presión de poros. Optimización No Lineal
8 Tiempos de llegadas de las ondas P y S………….………………………………
9 Velocidad de propagación de ondas…………….……………….………………..
10 Módulos elásticos dinámicos a través del gráfico de propiedades
mecánicas de la roca………………………………………………………………..
11 Data disponible del miembro Laguna……………………………………………..
12 Data disponible del miembro Lagunillas Inferior…………………………………
13 Tiempos de tránsito de las ondas P y S a través del registro sónico…………..
14 Módulos elásticos dinámicos………………………………………………………
15 Módulos elásticos dinámicos a través del registro sónico dipolar..……………
16 Módulos elásticos dinámicos obtenidos a través del ensayo de corrida de
ondas P y S…………………………………………………………………………
17 Relación de Poisson medido en laboratorio y tomado del registro sónico
dipolar………………………………………………………………………………….
18 Módulo de Young medido en laboratorio y tomado del registro sonido
dipolar.………………………………………………………………………………...
19 Promedios de módulos elásticos dinámicos del Yacimiento LGINF-07……….
20 Resultado de los ensayos a compresión triaxial…………………………………
21 Deformaciones laterales y axiales. Relación de Poisson estática………..……
22 Datos de relación de Poisson dinámico y estático…………………………....…
23 Módulo de Young estático y dinámico………………………………………….…
24 Módulo de Young estático………………………………………………………..…
25 Relaciones entre las diferentes constantes elásticas……………………………
26 Módulo de corte estático……………………………………………………………
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Tabla
27 Módulo volumétrico estático………………………………………………………..
28 Módulo volumétrico dinámico………………………………………………………
29 Compresibilidad total y coeficiente de Biot, Miembro Laguna, Pozo LL-3548..
30 Promedio de los módulos elásticos dinámicos y estáticos para el Miembro…
31 Coeficiente de Biot promedio yac LGINF-07…………………………………….
32 Ensayo de agotamiento…………………………………………………………….
33 Presiones medidas para el pozo LL-3808……………………………………..…
34 Presiones Yacimiento LGINF-07 MDT LL-3808……………………………….…
35 Gradiente de sobre carga promedio Yac LGINF-07…………………………..…
36 Gradientes de esfuerzos principales para ambos miembros………………...…
37 Propiedades mecánicas de la roca…………………………………………….…
38 Estado de esfuerzos en la formación Laguna y Lagunillas Inferior………...…
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CAPITULO I
EL PROBLEMA
1.1 Introducción En el pasado, la mayoría de los custodios de los yacimientos no estaban
particularmente al tanto de los esfuerzos presentes en las formaciones y la
geomecánica; muchos yacimientos se consideraban técnicamente sencillos y habían
experimentado un grado de agotamiento apenas limitado. Pero la declinación de las
reservas y los precios favorables del petróleo inducen a perforar pozos más profundos e
intrincados, a la vez que nuevas tecnologías prolongan la vida productiva de los campos
maduros.
El hecho de ignorar la importancia de la geomecánica puede acarrear consecuencias
severas. Un grado excesivo de pérdida de lodo, inestabilidad del pozo, compresión o
cizalladura de la tubería de revestimiento, compactación del yacimiento, subsidencia de
la superficie, producción de arena, reactivación de fallas y pérdida de sello del
yacimiento puede, en todos los casos, ser una manifestación de cambios en los
esfuerzos ejercidos sobre una formación.
A pesar de años de análisis geomecánico, se han experimentado problemas
inducidos por las operaciones de perforación o de producción. No obstante, el campo
de la geomecánica abarca mucho más que el análisis de los esfuerzos. Si bien los
cambiantes campos de los esfuerzos pueden causar estragos en los planes de
perforación y producción, la orientación o la magnitud de los esfuerzos y las
deformaciones relativas revisten poca importancia si esas mediciones no se enmarcan
en el contexto de la roca propiamente dicha y las rocas son extremadamente variables.
Otros problemas son causados, en parte, por la caracterización excesivamente
simplificada del comportamiento de las rocas, y por las capacidades limitadas de
modelado y análisis, lo que se agrava debido a la falta de datos globales de
propiedades de las rocas.
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La industria está esforzándose para desarrollar capacidades adicionales que
permitan integrar la estructura interna de las rocas en el análisis geomecánico.
El fundamento teórico para muchos diseños de completación reposa en la mecánica
de rocas, ciencia que estudia como las rocas responden a la aplicación de un esfuerzo.
La mecánica de rocas o geomecánica aunque no siempre es practicada en la industria
petrolera, es cada vez más aceptada ya que brinda muchos beneficios a la hora de
planificar pozos, al diagnóstico, al modelado y el control de las deformaciones de las
rocas a lo largo del ciclo de explotación y producción, en conjunto con otros estudios
relacionados como petrofísica, geología, entre otros.
Los materiales geológicos están compuestos de partículas sólidas y poros llenos de
fluidos que pueden desplazarse. 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.
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. Los
materiales geológicos no poseen una relación esfuerzo-deformación única y lineal; por
lo que un mismo material presentará diferencias a diferentes presiones confinantes.
Por esto es de gran importancia realizar un análisis geomecánico para así poder
conocer la caracterización mecánica de los elementos geológicos que conforman las
rocas presentes en la formación, estas características también son llamadas
propiedades geomecánicas dinámicas y estáticas de las rocas y relacionan los
esfuerzos con el comportamiento de la formación. Siendo vital construir un modelo de
caracterización geomecánica de yacimientos, basado en la definición y análisis de los
parámetros geomecánicos mediante la evaluación de las propiedades mecánicas de la
roca, las cuales son aquellas que miden los esfuerzos, resistencia y deformación; para
optimizar operaciones de pozos que afecten y causen daño a la formación en función
de las características de las rocas en casos comunes durante las diferentes fases
19
petroleras a fin de emitir las recomendaciones necesarias que contribuyan en la
optimización de proyectos a futuro.
1.2 Justificación
Se planteó la necesidad de la realización de una caracterización geomecánica del
Yacimiento Lagunillas Inferior 07 para relacionar los esfuerzos con la resistencia de la
formación, que pueda evitar algunas complicaciones a nivel operacional definiendo las
propiedades fundamentales de la roca para la evaluación de las arenas de interés;
permitiendo conocer la magnitud y dirección de los esfuerzos en sitio, lo cual es
indispensable para determinar la trayectoria de mayor estabilidad al momento de
perforar un pozo; predecir la presión de poros; analizar la compactación y subsidencia;
disminuyendo los inconvenientes que perjudican la operatividad en los procesos de
construcción de los pozos.
1.3 Delimitación El estudio de caracterización geomecánica en las arenas del Yacimiento Lagunillas
Inferior 07 se realizó en las instalaciones de PDVSA Edificio Zulima Lagunillas,
perteneciente a la Unidad de Explotación Lagunillas Lago de la empresa Petróleos de
Venezuela, S.A. el mismo estudio abarca el análisis de 3 pozos pertenecientes al
yacimiento con lo que se analizaron y caracterizaron los registros especiales tomados y
de los análisis de núcleo realizados.
1.4 Objetivos de la investigación 1.4.1 Objetivo general
Construir el Modelo Geomecánico del Yacimiento Lagunillas Inferior 07.
20
1.4.2 Objetivos específicos
• Recopilar la información de los registros especiales y ensayos de laboratorio del
área en estudio.
• Determinar los módulos elásticos dinámicos y estáticos.
• Determinar la magnitud y dirección de los esfuerzos verticales y horizontales
máximos y mínimos.
• Definir la ventana operacional del lodo de perforación a utilizar, de acuerdo a los
parámetros de esfuerzos determinados.
• Establecer las condiciones óptimas de perforación para evitar la inestabilidad del
hoyo.
1.5 Metodología a utilizar Para llevar a cabo este estudio se realizaron una serie de pasos y procedimientos
con el fin de alcanzar los objetivos planteados; la secuencia de estos se describe a
continuación:
• Fase I: Recopilación y validación de la información existente.
• Antecedentes de la investigación.
• Registros convencionales y especiales.
• Información de núcleos relacionada con descripciones sedimentológicas, análisis
convencionales y especiales (incluye ensayos geomecánicos).
• Fase II: Bases teóricas y definición de términos básicos.
• Fase III: Propiedades de la roca
• Determinación de las propiedades geomecánicas dinámicas y estáticas.
• Determinación de la ecuación sintética para tiempos de tránsito de la onda de corte.
• Correlación de los modelos estáticos y dinámicos.
• Determinación de las propiedades mecánicas, dinámicas y estáticas de la roca.
• Determinación del campo de esfuerzo vertical y horizontal.
• Determinación de presión de poro.
• Cálculo de la ventana operacional de lodo.
CAPITULO II
MARCO TEÓRICO GEOMECÁNICO
2.1 Antecedentes de la investigación
• Linares, José y otros (1999) . Presenta los resultados de una serie de ensayos
geomecánicos realizados a las muestras de núcleo del pozo LL-3548 permitiendo de
esta forma tomar referencia en cuanto a los cambios volumétricos y la deformación
que presentan las arenas no consolidadas del campo Lagunillas.
• Vásquez, A. (2001). Presenta la metodología utilizada para la aplicación de la
geomecánica petrolera.
• Ruud, Weijermars. (1998). El objetivo de esta investigación es presentar los
principios básicos de análisis convencional de la mecánica de rocas.
2.2 Geomecánica.
La geomecánica es la disciplina que estudia las características mecánicas de los
materiales geológicos que conforman las rocas de la formación. 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.
Por esta razón, la geomecánica siempre trata problemas donde se relacionan los
esfuerzos con la resistencia de la formación. De esta manera, todas las operaciones de
pozos que afecten y causen daño a la formación se deben tomar en cuenta en el
análisis de cualquier problema de estabilidad de hoyos, arenamiento, fracturamiento,
entre otros.
22
2.3 Historia de la geomecánica.
La geomecánica tiene su origen en la ingeniería civil, principalmente en el uso de
suelos y rocas como material de construcción, posteriormente se usa en obras civiles
tales como: vialidad, fundaciones, presas. De igual manera, se utiliza para fines
mineros, en la construcción de túneles de minería subterránea y estabilidad de túneles
en minería a cielo abierto.
En la década de los 50-60 se comienza a utilizar la geomecánica en las actividades
petroleras para solucionar problemas de estabilidad de hoyo, fracturamiento hidráulico,
producción de arena, compactación y subsistencia de yacimientos, pero adquiere
importancia al comienzo de la década de los 70, por lo tanto esta es una disciplina
novedosa para la ingeniería de petróleo. Utiliza resultados experimentales de campo y
laboratorio conjuntamente con soluciones analíticas para resolver problemas
particulares.
2.4 Materiales geológicos.
Los materiales geológicos están compuestos por un sistema multifásico de partículas
minerales que crean una estructura porosa donde residen fluidos tales como agua,
hidrocarburos y aire. Este sistema de partículas es lo que distingue a los materiales
geológicos de los materiales continuos como los metales y fluidos.
Estos materiales son agregados de partículas; sin embargo se toman conceptos del
área de mecánica de medios continuos para comprender y modelar su comportamiento
mecánico.
Los suelos son compuestos multifásicos donde existen tres fases, tal y como se
observa en la Figura Nº 1:
• Sólidos (partículas de minerales).
• Gas (aire, gas, etc.).
23
• Líquidos (agua, petróleo, etc.).
2.5 Características principales 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:
• Los materiales geológicos 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 pasada
afecta su comportamiento futuro.
• Los materiales geológicos son sensibles a la perturbación por las operaciones de
muestreo y por lo tanto las propiedades mecánicas medidas en el laboratorio pueden no
ser representativas del comportamiento en el sitio.
Figura 1. Diagrama de fases para materiales geológicos.( Vázquez, 2001)
24
2.6 Etapas de un análisis geomecánico.
• Tomar un núcleo geológico.
• Realizar ensayos geomecánicos en el laboratorio con muestras del núcleo.
• Elaborar diseño sobre el comportamiento esfuerzo-deformación y la resistencia
mecánica.
• Hacer pruebas de campo.
• Tomar registros especiales.
• Elaborar correlaciones núcleo – perfil.
• Usar métodos analíticos o numéricos con los parámetros obtenidos para predecir
comportamiento.
• Usar juicio ingenieril.
2. 7 Aplicaciones geomecánicas en la industria petrolera.
La geomecánica siempre trata problemas donde se relacionan esfuerzos con
resistencia de la formación. Es entonces de esperar, que aquellas operaciones de
pozos que afecten y causen daño a la formación, también van a tener una gran
influencia en el análisis de cualquier problema (estabilidad de hoyos, arenamiento,
fracturamiento, etc.). Por lo tanto, se deben analizar todas las operaciones de pozo que
puedan ser negativas desde el punto de vista de la formación, para luego optimizarlas
en función de las características de la roca.
La magnitud y dirección de los esfuerzos en sitio va a definir la trayectoria de mayor
estabilidad para pozos horizontales y de gran desviación.
Los problemas de estabilidad pueden existir aún después de la perforación, debido a
que la mayoría de los pozos horizontales son completados a hueco abierto y la
25
reducción de presiones de poros del yacimiento causa un aumento en los esfuerzos
efectivos.
El problema de producción excesiva de arenas es causado cuando los esfuerzos
desestabilizadores actuando sobre la formación (tasa de flujo y gradiente de presión)
son mayores que la resistencia mecánica de la formación.
Cuando esta resistencia es excedida, entonces ocurre desprendimiento de granos
de material de la formación causando arenamiento. Resulta necesario conocer el
estado de esfuerzos y la envolvente de falla de la formación para poder determinar el
gradiente de producción (drawdown) crítico que no cause producción de arena.
Adicionalmente, se debe evaluar el efecto nocivo que tienen las operaciones de pozo
(perforación, completación y producción) sobre el arenamiento de pozos, ya que
pueden afectar los esfuerzos desestabilizadores y las resistencias mecánicas.
Las características mecánicas de la formación controlan el diseño de las fracturas
hidráulicas. La dirección de los esfuerzos indica la dirección de la fractura hidráulica, ya
que la misma es perpendicular a la dirección del esfuerzo principal menor. La longitud
de la fractura y su propagación están relacionadas con la resistencia al corte y dureza
de la roca.
2. 8. Modelo geomecánico.
Los modelos para predecir la estabilidad de hoyo, pueden establecer aquellos
parámetros de perforación requeridos para optimizar el proceso de perforación y reducir
los problemas potenciales de inestabilidad de hoyo y sus subsecuentes eventos no
planificados, asociados a pérdidas de tiempo durante la perforación. La dirección y
trayectoria de hoyo, así como, la densidad y composición química de los fluidos de
perforación que son los parámetros de perforación más importantes que se pueden
establecer con estos modelos. Estos modelos deben simular la evolución de los
esfuerzos alrededor del hoyo, considerando todos los factores que intervienen en la
26
inestabilidad del hoyo, tales como, factores externos, mecánicos y de interacción fluido-
roca.
2. 8.1. UCaracterización geomecánica de las rocas.U
Consiste en determinar la rigidez y resistencia de la roca para desarrollar modelos
constitutivos realistas, a través de ensayos de laboratorio resistencia a la compresión
(Modulo de Young Estático “E”, Razón de Poisson Estático “ v ”, Coeficiente de Biot,
Módulo de Rigidez, Resistencia máxima a la compresión, resistencia a la compresión
uniaxial “UCS”) ensayos acústicos, modulo de young dinámico, relación de poisson
dinámico y ensayo de resistencia a la tracción.
2. 8.1.1 Propiedades físicas de las rocas.
El conocimiento de las propiedades físicas de las rocas, en especial de las lutitas, es
de suma importancia para desarrollar relaciones constitutivas realistas que permitan
hacer diagnósticos apropiados para resolver o reducir los problemas asociados durante
la perforación. Están son:
Porosidad: Es la fracción del volumen total de la roca no ocupada o libre de material; se
define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca;
entendiéndose por volumen poroso, al volumen total menos el volumen de los granos o
sólidos contenidos en dicha roca. La porosidad puede expresarse indistintamente en
fracción o porcentaje. A medida que incrementa la porosidad, el porcentaje de volumen
de fluido incrementa mientras que el volumen del esqueleto de la roca disminuye,
resultando en un debilitamiento de la roca. La porosidad se puede dividir en dos tipos:
una porosidad absoluta y una porosidad efectiva. La porosidad absoluta es la que
considera el volumen total de poros, estén o no interconectados. Por otra parte, la
porosidad efectiva sólo considera los poros que están interconectados.
27
Permeabilidad: Es la capacidad o facilidad que tiene el fluido para moverse dentro de la
roca a través de sus poros interconectados y/o red de fracturas, cuando se encuentra
sometida a un gradiente de presión. Por lo tanto, depende tanto de la cantidad de poros
como de las conexiones que existan entre ellos. El incremento de permeabilidad puede
también hacer a la roca ligeramente más fácil de perforar, es decir, si la permeabilidad
es muy baja las tasas de penetración tienden a ser bajas. Una baja permeabilidad de la
roca responde a cambios en la presión absoluta del hoyo mientras que una alta
permeabilidad responde a cambios en la presión diferencial entre el pozo y la
formación. Las zonas de alta permeabilidad pueden tener una alta propensión a la
pérdida de fluido de perforación. Los factores que afectan la permeabilidad son los
mismos que afectan la porosidad efectiva, es decir, la presión de sobrecarga; el tamaño
y el grado de cementación y consolidación. La unidad de permeabilidad es el darcy. Se
dice que una roca tiene permeabilidad de un darcy cuando un fluido con una viscosidad
de un centipoise avanza a una velocidad de un centímetro por segundo bajo un
gradiente de presión de una atmósfera por centímetro.
Presión de Poro: La presión de poro de la formación es la presión ofrecida por los
fluidos contenidos en los poros de la roca. La presión de poro de la formación es el
parámetro que determina si un pozo está siendo perforado con técnicas de perforación
convencional o con técnicas de bajo balance. La presión de poro se puede estimar a
través de registros tales como: registros de resistividad, sónicos, densidad/neutrón y
rayos gamma, así como pruebas RFT y pruebas de restauración de presión las cuales
se realizan en areniscas.
Presión normal de la formación: Es igual a la presión hidrostática de una columna de
agua en la profundidad vertical de interés. El gradiente normal de formación promedio
es 0,465 Lpc/pie.
2. 8.1.2. Propiedades mecánicas de las rocas.
Para realizar el cálculo de la ventana de lodo de perforación es necesario estimar
las propiedades mecánicas que rigen el comportamiento de las rocas y los esfuerzos a
los que éstas están sometidas, las cuales se presentan a continuación:
28
Propiedades elásticas de la roca: La teoría de elasticidad lineal permite establecer
relaciones lineales entre la aplicación de esfuerzos y las deformaciones resultantes. La
deformación es la respuesta de la roca cuando ésta es sometida a un esfuerzo,
reflejándose en un cambio en su configuración original. De acuerdo a la teoría de
elasticidad lineal, la roca se deforma mientras es sometida a un esfuerzo, pero retorna a
su forma original cuando el esfuerzo cesa. Bajo esta condición, la deformación es
proporcional al esfuerzo aplicado (Ley de Hooke). Por otra parte, cuando se aplica un
esfuerzo a la roca superior al límite elástico, la misma experimentará una deformación
plástica. Bajo esta condición, la roca retornará parcialmente a su forma original una vez
que ese esfuerzo haya cesado, es decir, le ocurre una deformación permanente. Si se
continúa aplicando el esfuerzo, la roca fallará (resistencia última). Lo mencionado
anteriormente se visualiza en la siguiente figura.
En determinados rangos de esfuerzos las rocas se comportan de manera elástica,
por lo que éste modelo es aplicable bajo ciertas condiciones. Dentro del grupo de
propiedades elásticas básicas se encuentran:
• Módulo de Young (E): Este módulo cuando se mide por el método estático, es
determinado a través de un experimento de compresión uniaxial y está definido
como la relación entre el esfuerzo uniaxial aplicado y la deformación sufrida a lo
largo del eje de aplicación del esfuerzo, como se muestra a continuación:
Figura 2. Relación esfuerzo-deformación.( Marcano, 2001)
29
Ezz
zzσε = (1)
• Relación de Poisson (ν): A partir del experimento de compresión uniaxial se
define la relación de Poisson como la relación que indica cuanto se dilata el
sólido en un eje con respecto a la contracción sufrida en el otro eje.
allongitudin maximo Esfuerzo
lateral maximo Esfuerzo=ν (2)
Anisotropía de la roca: Usualmente, se asume que las rocas son isotrópicas, es decir,
que sus propiedades son independientes de la dirección en que sean medidas. Sin
embargo, hay rocas que claramente muestran un comportamiento anisotrópico, como
por ejemplo las lutitas. Estas son rocas sedimentarias de estructura laminar, cuyas
laminaciones se les denomina planos de buzamiento, planos de sedimentación y en
algunos casos, planos de estratificación. Estos planos de buzamiento son conjuntos
regulares visibles de tamaño de grano u orientación que resultan de los procesos de
deposición. Si la respuesta elástica de un material es dependiente de la dirección para
una configuración de esfuerzos dada, entonces el material es anisotrópico. Los módulos
elásticos para un material anisotrópico son diferentes para distintas direcciones en el
material. Una cantidad de trabajos experimentales y teóricos se han hecho en el campo
del comportamiento anisotrópico de las rocas. La siguiente figura muestra un ejemplo
de anisotropía intrínseca y producida por esfuerzos.
Figura 3. Ejemplos de anisotropía intrínseca (litología) y producida por
esfuerzos. (Vázquez, 2001)
30
Resistencia a la compresión no confinada (UCS): Es la resistencia a la compresión
ofrecida por el material cuando éste no está sometido a una presión de confinamiento.
La resistencia a la compresión no confinada es determinada aplicando un ensayo de
compresión uniaxial a una muestra de roca.
Cohesión: La cohesión se refiere a la fuerza que mantiene unidos los granos de la
formación productora e impiden el flujo libre. La roca adquiere su cohesión a través de
procesos diagenéticos como son los mecanismos de compactación, cementación,
recristalización y solución. Las rocas que han sufrido poco grado de compactación y
que no posee en muchos material cementante son fácilmente disgregadas y se
conocen como friables, este tipo de formaciones 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.
Ángulo de fricción Interna: Este parámetro define la fricción intergranular de la roca. El
ángulo de fricción viene dado por la relación entre las resistencias al corte y
compresivas del material. Esto es determinado a través de ensayos triaxiales que se
realizan con núcleos de una misma profundidad, a varias presiones de confinamiento.
2.8.2 UEnsayos geomecánicos de laboratorio. U
Durante la vida de un pozo, los esfuerzos totales y las presiones de poro van cambiando y, por
lo tanto, la resistencia de la formación también está cambiando continuamente. Basado en esto, es
necesario conocer la deformación de la roca cuando ésta es sometida a los esfuerzos, aún cuando
no se haya excedido la resistencia mecánica de la roca y haya ocurrido la falla.
2.8.2.1 Importancia de los ensayos geomecánicos.
El conocimiento de las propiedades mecánicas de las rocas de formación constituye
el primer paso en un análisis geomecánico. Aunque se pueden hacer algunas pruebas
31
de campo para determinar ciertos parámetros geomecánicos, la mayoría de los
resultados requieren de la utilización de núcleos y ensayos especializados de
laboratorio. Los ensayos geomecánicos de laboratorio requieren de personal, equipos y
técnicas especializadas que pocos laboratorios en el mundo pueden ofrecer.
Las formaciones geológicas donde se encuentran los yacimientos están formadas
por rocas compuestas por granos minerales y poros llenos de fluidos. Debido a la
naturaleza porosa de las rocas, estas reaccionan no solo a los esfuerzos totales, sino
también a la presión de los fluidos en los poros. El esfuerzo intergranular conocido
como esfuerzo efectivo, es el que controla el comportamiento de los materiales porosos
(rocas y suelos) y viene dado por la diferencia entre el esfuerzo total y la presión de
poros. En ingeniería de petróleo, los esfuerzos totales se deben a la profundidad
(sobrecarga) y a los esfuerzos tectónicos, mientras que la presión de poros es producto
de la presión del fluido en el yacimiento.
Con los ensayos geomecánicos de laboratorio se podrán medir varias propiedades
de las rocas de formación tales como: módulo de Young, relación de Poisson, módulo
volumétrico, resistencia a la tracción, resistencia a la compresión, permeabilidad y
comportamiento esfuerzo-deformación. En muchas pruebas estáticas de compresión es
posible hacer mediciones dinámicas por acústica para calcular módulos dinámicos, los
cuales serán comparados con registros acústicos de campo para elaborar correlaciones
núcleo-perfil. También existen otros ensayos para determinar la magnitud y dirección de
los esfuerzos principales. Todos estos parámetros pueden ser determinados bajo
diferentes condiciones de esfuerzo y presiones de fluidos.
2.8.2.2 Ensayos de resistencia mecánica.
Compresión no confinada: En este ensayo se comprime un cilindro de roca sin
confinamiento hasta alcanzar su resistencia máxima como se observa en la Figura
Nº 4. Tradicionalmente se mide la resistencia máxima, módulo de Young y relación de
Poisson. Es muy usado como ensayo para propiedades índices.
32
Ensayo 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. Es utilizado 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.
Figura 4. Principio del ensayo de compresión sin confinar.( Marcano, 2001)
Figura 5. Esquema de una celda triaxial para ensayos geomecánicos.(
Marcano,2001)
33
Ensayo de cilindro brasileño: El ensayo de cilindro brasileño 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. La siguiente figura muestra como se realiza éste ensayo.
Ensayo para el 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.
Ensayo dureza de fractura: La dureza de fractura también conocida en la literatura
como factor de intensidad de esfuerzos, es una propiedad del material que mide la
resistencia a la propagación de la fractura. Esta propiedad juega un papel importante en
el diseño de fracturas hidráulicas como medio de estimulación o como medio de control
de arenas (frac- pack). En este ensayo se comprime un cilindro de roca que contiene un
orificio con muescas laterales. Al ser sometido a compresión, estas muescas van a
generar fracturas que crecerán en función de las características de la roca y de la
magnitud de los esfuerzos.
Figura 6. Esquema de un ensayo de compresión brasileño y las fracturas generadas en
la muestra.( Vázquez, 2001)
34
Este ensayo mide la resistencia a la propagación de la fractura en la roca. La siguiente
figura muestra el esquema de una muestra para éste ensayo.
2.8.2.3 Ensayos de compresibilidad.
Compresibilidad uniaxial: En este ensayo se comprime un cilindro de roca en una celda
triaxial y a medida que aumenta la presión axial se aumenta la presión de
confinamiento, de manera que la deformación solamente ocurre axialmente.
Tradicionalmente se mide el módulo de compresibilidad uniaxial, comportamiento
esfuerzo deformación, cambios de permeabilidad por porosidad y las relaciones entre
porosidad y el esfuerzo efectivo. Esto simula la compresibilidad de un yacimiento a
medida que disminuye la presión de poros.
Compresibilidad uniaxial con agotamiento: Este ensayo se realiza disminuyendo la
presión de poros en una tasa constante hasta que se alcanza la presión de agotamiento
del yacimiento o la presión para proyectos de mantenimiento de presiones.
Compresibilidad RTCM: Los ensayos de compresibilidad por tasas son utilizados para
generar parámetros para los modelos tipo RTCM (Rate Type Compaction Model). El
Figura 7. Esquema de una muestra para ensayo de dureza de fractura.
( Marcano,2001)
35
ensayo de compresibilidad RTCM se realiza en la misma forma anteriormente descrita,
pero con tasas controladas de deformación en el orden de 10 P
-6P y 10P
-7P deformaciones por
segundo. Estas tasas son cambiadas a valores establecidos y se obtienen los valores
de fluido que bota la muestra.
2.8.2.4 Ensayo de compactación con reducción de permeabilidad.
Los ensayos de permeabilidad/compactación son realizados de manera parecida a
los ensayos previos. Estos ensayos someten a la muestra a una deformación en la
dirección axial, mientras que la tasa de flujo se mantiene constante en la dirección
horizontal.
2.8.2.5 Ensayo de compresibilidad con repteo (creep).
Antes de quitar la carga en algunos de los protocolos de ensayos descritos arriba, se
puede implementar una etapa con repteo. Se debe mantener la presión de
confinamiento, esfuerzo axial y presión de poro constante (todo servo- controlado) y
mantener estas condiciones de borde para un período de tiempo adecuado. Este
período de tiempo será determinado durante la etapa de repteo del ensayo. Esto será
determinado por la imposición de un pseudo-equilibrio de la deformación volumétrica
y/o axial y la expulsión del fluido del poro.
2.8.2.6 Ensayos para la dirección de esfuerzos.
Ensayo ASR: El ensayo Anelastic Strain Relaxation (ASR) es un ensayo que 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
36
dirección de los esfuerzos principales mayores y la relación de las magnitudes entre
ellos.
Ensayo DSA: El ensayo Differential Strain Analysis (DSA) es otro ensayo que 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 por galgas (strain gauges) en las caras del cubo. La relajación de
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.
Ensayos de Anisotropía Acústica: Los ensayos AAA (Accoustic Anisotropy Analysis)
y SWAA (Shear Wave Anisotropy Analysis) 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.
2.8.2.7 Ensayos de campo complementarios.
Además de los ensayos de laboratorio en núcleos geológicos, resulta también
provechoso realizar ensayos de campo para complementar la información geomecánica
ya adquirida. Entre los ensayos de campo más importantes figuran las pruebas de
inyección microfrac y minifrac, donde es posible medir la magnitud del esfuerzo principal
menor. También resulta de mucha importancia las pruebas de pozo para medir presión
de fluidos en el yacimiento, ya sea por herramientas de perfilaje (RFT, MDT, etc.) o por
restauración de presión (DST, Buildup,etc.). Estos valores de presión serán utilizados
para determinar las presiones de poros en los ensayos.
37
Adicionalmente, para elaborar correlaciones predictivas que permitan extrapolar los
valores puntuales de los ensayos de laboratorio hacia un análisis continuo del pozo, se
deben realizar corridas de herramientas de perfilaje acústico que midan directamente el
tiempo de tránsito de las ondas P y S, ya que se podrán correlacionar valores estáticos
y dinámicos de rigidez y resistencia.
2.8.3 UInformación geomecánica a partir de datos de campo. U
Por ser el conocimiento de las propiedades mecánicas de las formaciones muy
importante en conexión con los problemas de estabilidad de hoyo, se disponen de
métodos para la medición y determinación de ellas. Además de los ensayos
geomecánicos de laboratorio, existen otros métodos a partir de los cuales se pueden
estimar las propiedades mecánicas, los cuales se basan en ensayos y datos de campo,
y pueden ser agrupados en dos categorías: herramientas de perfilaje y métodos de
campo.
2.8.3.1 Registros de rayos gamma.
Los rayos gamma son ondas electromagnéticas de alta energía que son emitidas
espontáneamente por algunos elementos radioactivos. Casi toda la radiación gamma en
la tierra es emitida por el isótopo radioactivo de potasio y por elementos radioactivos de
la serie del uranio y torio. El perfil de rayos gamma mide la radioactividad natural de las
formaciones, permite establecer las diferentes litologías y efectuar la separación y
clasificación de las formaciones, generalmente en unidades geomecánicas.
En las formaciones sedimentarias, el registro normalmente refleja el contenido de
arcilla de las formaciones, porque los elementos radiactivos (torio, potasio y uranio)
tienden a concentrarse en arcillas y lutitas. Las formaciones limpias tienen normalmente
un nivel bajo de radioactividad, a menos que estén contaminadas de cenizas volcánicas
o rodados graníticos radioactivos, o cuando las aguas de formación contienen sales
disueltas de potasio.
38
Esta herramienta es utilizada para la determinación de la saturación de agua,
porosidad y litología.
2.8.3.2 Registro neutrónico.
Los perfiles neutrónicos son usados principalmente para ubicar formaciones porosas
y determinar su porosidad. Ellos responden principalmente a la cantidad de hidrógeno
presente en la formación.
El fundamento físico de este perfil es una fuente radioactiva que emite neutrones de
alta energía, estos neutrones chocan elásticamente con núcleos del material de la
formación, perdiendo energía en cada colisión. La mayor pérdida de energía ocurre
cuando el neutrón choca con un núcleo de hidrógeno, ya que éste tiene casi su misma
masa, de esta manera la pérdida de velocidad depende principalmente de la cantidad
de hidrógeno en la formación.
El radio de investigación de esta herramienta depende de la porosidad. Se puede
decir que para porosidad cero la profundidad de investigación es poco más de un pie.
En pozos llenos de líquido y a porosidades más altas, el radio de investigación es
menor porque los neutrones son retardados y capturados mas cerca de la pared del
pozo.
Los hidrocarburos líquidos tienen índices de hidrógeno cercanos al del agua. En
cambio el gas tiene una concentración mucho menor que varía con la temperatura y la
presión. Como consecuencia, cuando existe gas dentro de la zona de investigación, el
perfil neutrónico nos da lectura de porosidad demasiado baja. En una formación de
porosidad uniforme, estos registros indican claramente contactos de gas - líquido.
Los dispositivos neutrónicos detectan todas las aguas presentes en la formación,
aun aquellas que no correspondan a porosidad alguna. Por ejemplo, detectan el agua
confinada o irreducible asociada con las lutitas. Por esta razón las lutitas tienen un
39
apreciable índice de hidrógeno y en formaciones arcillosas la porosidad derivada de
estos perfiles será mayor que la efectiva.
2.8.3.3 Registro de densidad de la formación.
El registro de densidad utiliza rayos gamma activos los cuales emplean la dispersión
de Compton de estos rayos para la medición de la densidad de los electrones de la
formación. Una vez efectuadas las correcciones por variaciones litológicas, la densidad
electrónica se convierte en densidad de masa.
La densidad es útil tanto para calcular los parámetros o módulos elásticos, a partir
de los perfiles acústicos, como para obtener un estimado del esfuerzo vertical o
sobrecarga. La sobrecarga es obtenida a partir de la integración del registro de
densidad sobre la profundidad vertical del pozo, al menos en áreas de baja actividad
tectónica en las cuales el esfuerzo vertical es también considerado como un esfuerzo
principal.
Además de lo mencionado anteriormente, la determinación de la sobrecarga a partir
del registro de densidad ayuda a realizar un estimado de la presión de poro. Sin
embargo, debido al uso que se le da a este registro, es necesario que éste sea tomado
o corrido desde la superficie hasta el fondo del pozo para ser aprovechado
completamente.
El perfil de densidad puede ser afectado por la presencia de lutitas en las
formaciones, ya que las densidades de estas tienden a ser menores en profundidades
pequeñas donde las fuerzas de compactación no son muy grandes y las lutitas
dispersas o arcillas diseminadas en los espacios porales pueden tener, en general,
densidades algo menores que las lutitas intercaladas. La densidad total de las lutitas va
en aumento al haber una mayor compactación. Sin embargo, en zonas con
sobrepresión esta tendencia es invertida. Estas zonas sobrepresionadas se deben a
barreras que han impedido el escape de agua durante el proceso de compactación.
40
Debido a este exceso de agua las lutitas con sobrepresión tienen poca compactación y
sus densidades son menores que las que les corresponden.
2.8.3.4 Registro de presión de poros.
Se obtienen mediante el uso de una herramienta petrofísica conocida como probador
múltiple de formación, el cual es un sistema diseñado para medir la presión de la
formación a diferentes profundidades dentro de un hueco abierto.
Estas mediciones de presión también tienen aplicaciones para realizar un rápido
estimado cualitativo de permeabilidad de formación y capacidad de tomar muestras de
fluido de la formación.
El probador de formación tiene gran importancia en la geomecánica ya que el
principio de esfuerzos efectivos, que son los encargados de controlar el comportamiento
mecánico de la roca, toma en cuenta la presión de poro.
La presión de poro es un parámetro muy importante para evaluar la estabilidad del
hoyo. Esto se debe a que cualquier modelo constitutivo que sea utilizado para regir el
comportamiento de la roca, es muy sensitivo a éste parámetro.
2.8.3.5 Registro de resistividad.
La resistividad eléctrica y su inverso la conductividad eléctrica son cantidades que
caracterizan el transporte de carga eléctrica de un material; son propiedades intrínsecas
del mismo y no dependen de la geometría de la muestra La resistividad es
generalmente expresada en unidades de ohm- metro mientras que la conductividad es
expresada en la unidad recíproca siemens/metro.
La conductividad eléctrica permite dividir a los sólidos en tres grupos:
• Conductores: 10P
5P < σ < 10P
8P S/m
41
• Semiconductores: 10P
-7P< σ < 10P
-5P S/m
• Aisladores: s < 10P
-7P S/m
Las rocas constituyen un agregado de minerales, es por ello que la conductividad de
la misma depende de la distribución geométrica de los minerales, así como de la
conductividad propia de cada uno. Una roca saturada de fluidos puede ser modelada
como un medio con dos componentes:
• Granos sólidos: fracción de volumen de (1-φ) y conductividad σ Bs. B
• Agua salina: fracción de volumen de φ y conductividad σBw. B
La conductividad del agua oceánica es aproximadamente diez órdenes de magnitud
mayor que la de los minerales de silicato, que son los mayores constituyentes de las
rocas de la corteza terrestre. Entonces es de esperarse que si existe una cantidad de
agua en los poros de los silicatos pueda haber un incremento drástico de la
conductividad. Las aguas que están presentes en el espacio poroso contienen una gran
cantidad de sales en solución. La conductividad es proporcional a la concentración
iónica.
2.8.3.6 Registros acústicos.
El perfil acústico es un registro de la profundidad contra Δt, que es el tiempo
requerido por una onda compresional de sonido para recorrer un pie de formación. Este
tiempo es el valor recíproco de la velocidad de una onda compresional de sonido. Miden
velocidades de propagación de ondas, compresionales y de corte (Vp, Vs), y pueden
ser utilizados para la estimación de parámetros elásticos. Es usado en la evaluación de
arenas arcillosas, en la definición de la litología de las formaciones y en la
determinación de la cantidad de porosidad secundaria, el tiempo de tránsito integrado
es útil para la interpretación de registros sísmicos y de los datos de Δt se pueden
estudiar formaciones que tienen sobrepresión.
42
2.8.3.7 Pruebas microfrac.
Al fracturar formaciones con estratos es importante conocer cual de los estratos de
la zona productora se fracturará más fácilmente y cual de las zonas de fronteras pueden
tener potencial para que la fractura crezca fuera de la zona.
El esfuerzo principal mínimo en un punto de la formación puede ser determinado por
un ensayo de inyección de microfractura. La microfractura es una fractura pequeña
creada por la inyección de un pequeño volumen de fluido. El esfuerzo principal mínimo
resulta indispensable en un estudio geomecánico para definir el estado de esfuerzos, y
es determinado del análisis de la caída de presión después del cierre de la fractura,
definiendo entonces este esfuerzo como la presión requerida para mantener abierta una
fractura.
Los ensayos de microfractura pueden ser realizados en hueco abierto o en hueco
entubado. Sin embargo, desde el punto de vista teórico, los ensayos microfrac a hueco
abierto son el método preferido para obtener el esfuerzo principal mínimo, porque no
existen interferencias del revestidor, del cañoneo o del cemento. Con los ensayos
microfrac a hueco abierto se puede obtener el azimut de la fractura, correlacionando los
datos de orientación del núcleo con la fractura inducida recuperada.
Cuando se realiza un ensayo microfrac a hueco entubado, este procedimiento es
más simple y presenta la ventaja de permitir ensayos en formaciones frágiles o
pobremente consolidadas, pero el azimut de la fractura no puede ser determinado ya
que el revestidor, el cañoneo y la cementación pueden tener algún efecto sobre los
datos.
2.8.3.8 Pruebas minifrac.
Es otro ensayo utilizado para calcular los esfuerzos horizontales de la formación. A
diferencia del ensayo microfrac, el cual se utiliza principalmente para determinar la
magnitud del esfuerzo horizontal menor, el propósito principal del ensayo minifrac es
43
obtener parámetros sobre los fluidos de fracturamiento para optimizar el diseño de una
fractura hidráulica.
El ensayo minifrac es realizado antes de un tratamiento de fractura hidráulica y los
parámetros que puede calcular son los siguientes:
• Presión de cierre de la fractura y su tiempo de cierre asociado.
• Eficiencia del fluido de fracturamiento.
• Magnitud y tasa de cambio de la presión de inyección en función de la tasa de
bombeo y el fluido inyectado.
El minifrac trabaja a las mismas altas tasas que el fracturamiento hidráulico principal
(barriles por minuto), sin embargo no se utiliza agente de sostén que mantenga la
fractura abierta. También se utiliza el mismo fluido de fracturamiento para poder calibrar
los parámetros mencionados anteriormente.
2.8.3.9 Calliper de 4–6 brazos.
Con éste se puede determinar la orientación del campo de esfuerzos. Corrido desde
la superficie permite determinar los posibles cambios de orientación en la dirección del
esfuerzo horizontal mínimo.
2.8.3.10 Registro de imágenes.
Además del uso de los perfiles y ensayos de campo mencionados anteriormente,
también se deben emplear herramientas petrofísicas que midan calidad y deformación
del hoyo para distinguir dirección de óvalos "Breakouts". Esto es generalmente hecho
con registros de imágenes ultrasónicas, ya que son bastante exactas para detectar
rugosidades, fracturas inducidas y "Breakouts" lo cual puede ser utilizado para
determinar la dirección de los esfuerzos.
44
La herramienta ultrasónica de imágenes del pozo permite la observación continua de
las variaciones laterales y verticales de las formaciones con un detalle que permite
estudios tanto estructurales como estratigráficos. Este perfil provee imágenes acústicas
de las paredes del pozo con una cobertura de 360 grados en pozos perforados con
lodos tanto resistivos como conductivos. El registro de imágenes trabaja con
frecuencias de 250 o 500 Khz con la finalidad de obtener tiempo de tránsito y amplitud.
Las frecuencias altas se utilizan para obtener una mejor resolución y las frecuencias
bajas se utilizan para obtener lecturas en lodos muy dispersos. La velocidad de perfilaje
puede variar entre 800 y 2100 pies/h, tomando en cuenta que mientras menor sea la
velocidad de perfilaje mejor será la resolución de la imagen.
Dentro de las principales aplicaciones que tiene el registro de imágenes se
encuentran las siguientes:
• Análisis Estructural: Determinación de los planos de buzamiento inclusive bajo
condiciones severas de desviación. Confirmación visual del buzamiento
estructural y determinación de anomalías.
• Evaluación de Fracturas: Discriminación entre fracturas naturales e inducidas y
determinación de sus parámetros direccionales (rumbo y buzamiento).
Estimación de porosidad y apertura.
• Caracterización de Yacimientos: Estimación de barreras de permeabilidad,
identificación de texturas y análisis de capas finas.
• Análisis de Esfuerzos: Estimación de las direcciones de esfuerzos horizontales
máximos y mínimos. Cálculo de ovalizaciones.
El objetivo de la interpretación de imágenes de pozos es la caracterización de las
propiedades de la formación, con la finalidad de asistir al geólogo/ingeniero en la
evaluación integral del yacimiento (o intervalo de interés) detectando la presencia de
posibles barreras de permeabilidad, ayudando al cálculo de los porcentajes de arena
45
total, como entrada en la planificación de la completación del pozo y futuros trabajos de
fracturamiento hidráulico.
Como fundamento en la interpretación de imágenes de pozo cabe mencionar que las
señales ultrasónicas registradas son codificadas con colores y transformadas tomando
como criterio que los eventos de alta velocidad se codifican con colores claros y los
eventos de baja velocidad se codifican con colores oscuros. De manera tal que las
arenas y calizas, por ser rocas duras, son de alta velocidad y se presentarán de color
claro, mientras que las lutitas, carbones y dolomitas, por ser rocas de baja velocidad, se
presentarán de color oscuro.
Breakout
Fracture
Figura 8. Registro de imágenes. ( Marcano,2001)
U2.8.4 Estimación de los esfuerzos in-situ.
Antes de la perforación, las rocas en el subsuelo se encuentran originalmente en un
estado de esfuerzos en equilibrio. Estos esfuerzos naturales son conocidos como
estado de esfuerzos in-situ. Si por alguna razón las fuerzas cambian o se distorsiona el
46
equilibrio, tendrá lugar una corrección natural en el yacimiento para restaurar la
estabilidad. Ver Figura Nº 9.
A medida que se perfora un pozo se altera el equilibrio de los esfuerzos que
prevalecen en el yacimiento. Para compensar este equilibrio se utiliza la presión
hidrostática proporcionada por el fluido de perforación con la cual se trata de equilibrar
los esfuerzos ejercidos del yacimiento hacia el pozo. Dado que la presión del lodo es
uniforme en todas las direcciones, no es posible balancear completamente los
esfuerzos y en consecuencia, la roca alrededor del pozo se distorsiona y puede fallar si
la redistribución de los esfuerzos excede la resistencia de la roca.
Alternativamente, la formación puede fallar por los esfuerzos de tensión y
compresión. Los esfuerzos de tensión dan lugar a un mecanismo de falla que ocurre
cuando la presión hidrostática ejercida por la columna de lodo toma valores muy altos,
originando esfuerzos sobre la pared del pozo que pueden exceder la resistencia a la
tracción de la roca. Esto provoca fracturas en la roca a lo largo de un plano
perpendicular a la dirección del esfuerzo horizontal mínimo in-situ, lo cual podría
acompañarse con pérdidas de circulación.
Figura 9. Estado de esfuerzos in-situ, antes y después de la perforación.
(Amoco, 1996)
47
2.8.4.1 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 (σ BrB), una
componente de esfuerzo tangencial que actúa alrededor de la circunferencia del hoyo
(σBθB), y una componente de esfuerzo axial que actúa paralelo a la dirección del hoyo (σ BzB),
tal y como se observa en la Figura Nº 10.
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. Para garantizar la estabilidad mecánica de la roca
estos esfuerzos deben ser lo más similares posibles.
Figura 10. Muestras de esfuerzos de corte y tracción en la roca. ( Marcano, 2001)
Esfuerzos Principales: En un ensayo de compresión, una muestra de roca es sometida
a fuerzas compresivas actuando en tres direcciones con ángulos rectos entre las
mismas: una en la dirección longitudinal y las otras en direcciones laterales (Figura
Axial σ z
Radial σ r
Tangencial σ θ Tangencialσθ
Radial σr
Falla tensil debido a esfuerzo tangencial negativo
48
Nº 11). Los tres planos perpendiculares sobre los cuales estos esfuerzos actúan son
conocidos como los planos principales, y los tres esfuerzos son conocidos como los
esfuerzos principales.
En orden descendente de magnitud, los esfuerzos principales se enumeran de la
siguiente manera:
• Esfuerzo principal mayor (σB1 B).
• Esfuerzo principal intermedio (σB2 B).
• Esfuerzo principal menor (σB3 B).
En muchos casos el esfuerzo principal mayor actúa en dirección vertical y los
esfuerzos principales intermedio y menor actúan horizontalmente a un ángulo recto
entre ambos. Muchos problemas de mecánica de rocas son considerados en dos
dimensiones y sólo los esfuerzos principales mayor y menor (σ B1 B y σ B3 B) son usados. En el
caso especial de simetría axial como en la compresión de muestras cilíndricas, σ B2 B y σ B3 B
son iguales.
Figura 11. Esfuerzos principales y planos principales.(Marcano ,2001)
49
2.8.4.2 Componentes de los esfuerzos in-situ.
Las componentes del campo de esfuerzos in-situ son: el esfuerzo horizontal máximo,
el esfuerzo horizontal mínimo y el esfuerzo vertical o de sobrecarga.
Esfuerzos horizontales: Cuando la perforación se realiza cerca de estructuras
geológicas o en áreas tectónicas, los esfuerzos horizontales difieren y son descritos
como una componente de esfuerzo horizontal mínimo (σBh B) y una componente de
esfuerzo horizontal máximo (σ BHB). El esfuerzo horizontal mínimo normalmente es
determinado por medio de ensayos "Leak-off extendido" o minifrac. En el caso de la
determinación de la magnitud el esfuerzo horizontal máximo, esto resulta poco preciso
hacerlo a partir de mediciones de campo. Por esta razón, este valor puede ser estimado
usando observaciones de falla en el pozo y con la ayuda de modelos de
comportamiento de la roca. Para esto, es necesario el conocimiento de las propiedades
mecánicas de la roca, de la sobrecarga, del esfuerzo horizontal mínimo, de la presión
de poro, y de información de la geometría del hoyo. Adicionalmente a la magnitud de los
esfuerzos in-situ, el análisis de estabilidad requiere conocer la orientación del campo de
esfuerzos, lo cual es posible determinando la dirección en que se encuentra orientado
uno de los esfuerzos horizontales.
Esfuerzo de sobrecarga: El esfuerzo de sobrecarga es la presión ejercida sobre una
formación a una profundidad dada, debido al peso total de la roca y de los fluidos por
encima de esta profundidad (Figura Nº 12). La mayoría de las formaciones son
formadas de una historia geológica de sedimentación / compactación. Las formaciones
pueden variar significativamente de la superficie de la tierra a una profundidad de
interés. Por ejemplo, la lutitas poco profundas serán más porosas y menos densas que
las lutitas a grandes profundidades. Peculiarmente, se estima para la sobrecarga un
valor entre 0,9 a 1,1 Lpc/pie, pero para profundidades pequeñas el valor es mucho
menor y en profundidades más grandes es un poco mayor. El registro de densidad
puede ser usado para determinar el peso de la sobrecarga.
50
U2.8.5 Factores geomecánicos que influyen en los esfuerzos in-situ.U
2.8.5.1 Presiones de poro.
La presión de poro es la presión que tienen los fluidos dentro de los poros de la roca.
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).
Es conveniente señalar que en el caso de lutitas de baja permeabilidad el frente de
presión de poro se difunde con mayor rapidez que el frente de difusión iónica y éstos, a
su vez, con aún mayor rapidez que el frente de invasión del agua del filtrado.
Figura 12. Componentes del campo de esfuerzos In-Situ.( Marcano,
2001)
51
2. 8.5.2 Esfuerzos efectivos.
Las formaciones geológicas están formadas por rocas compuestas por granos
minerales y poros llenos de fluidos. Debido a la naturaleza porosa de las lutitas, éstas
reaccionan no sólo ante los esfuerzos totales sino también ante la presión de los fluidos
en los poros. El esfuerzo compresivo efectivo viene dado por la diferencia entre el
esfuerzo total compresivo (s) y la presión de poro (p). La presencia de un fluido de poro
resulta en una disminución del esfuerzo compresional. Si la presión de poro se
incrementa lo suficiente, el esfuerzo efectivo se puede reducir a tal punto que se puede
producir una falla en la roca.
2.8.5.3 Polígono de esfuerzos.
Las rocas en la corteza terrestre presentan fallas, fracturas y discontinuidades en
muchas escalas y orientaciones y las magnitudes de los esfuerzos están limitadas por
la resistencia friccionante de estas discontinuidades planares. Es decir, particularmente
las diferencias entre el máximo y mínimo esfuerzo efectivo in-situ, están limitadas por
esta resistencia friccionante, tal que los procesos geológicos que originan estos
esfuerzos no pueden producir desigualdades mayores entre los esfuerzos sin antes
generar deslizamiento sobre la discontinuidad y subsecuente relajación de los esfuerzos
in-situ.
U2.8.6 Régimen de esfuerzos. U
Las componentes de esfuerzos horizontales pueden ser diferentes entre ellos y
diferentes al esfuerzo vertical. Dependiendo de las magnitudes relativas de cada
esfuerzo, se pueden definir tres regímenes: régimen de esfuerzo extensional o normal,
de deslizamiento o transcurrente y compresional. La importancia de conocer el régimen
de esfuerzos es que esto permite acotar la magnitud de los esfuerzos in-situ,
conjuntamente con la observación de modos de falla en los pozos.
52
2.8.6.1 Régimen normal.
Se presenta cuando la magnitud del esfuerzo vertical (σ BvB) es mayor que los dos
esfuerzos horizontales (σBHB y σBh B), es decir, σv>σH>σh (Figura Nº 13). Generalmente las
fallas normales buzan paralelas a la dirección del esfuerzo horizontal menor.
2.8.6.2 Régimen transcurrente.
Ocurre cuando el esfuerzo vertical es el esfuerzo intermedio, σBHB>σBv B>σ Bh B (Figura Nº
14). Bajo esta condición de esfuerzos, pueden ocurrir fallas transcurrentes. Estas fallas
son usualmente sub-verticales y su dirección puede mostrar un ángulo con respecto a la
dirección del esfuerzo horizontal mayor.
Figura 13. Orientación y relación de los esfuerzos en una falla
normal.( Marcano,2001)
Figura 14. Orientación y relación de los esfuerzos en una falla de deslizamiento.
(Marcano, 2001)
53
2.8.6.3 Régimen compresional.
Ocurre cuando el esfuerzo vertical es el menor de los tres esfuerzos, σBHB>σ Bh B>σBv B
(Figura Nº 15). Las fallas inversas, en la cual un bloque se desliza sobre otro, pueden
ocurrir bajo este régimen de esfuerzos. Estas fallas usualmente buzan paralelas a la
dirección del esfuerzo horizontal mayor.
U2.8.7 Criterios de falla. U
Para predecir la falla de la roca han sido desarrollados diversos criterios
experimentales, teóricos y empíricos. Generalmente, los criterios de fallas son utilizados
para generar la envolvente de falla, usualmente separando los estados de esfuerzos
estables e inestables y tomando en algunos casos una envolvente de falla lineal.
2.8.7.1 Criterio de falla de Mohr-Coulomb
La teoría de fallas se remonta a 1760, cuando el físico francés Charles de Coulomb
determinó que el esfuerzo de corte máximo ocurre en los planos a 45° 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 la fractura, lo que a la vez aumentaba la
resistencia cohesiva de los materiales.
Figura 15. Orientación y relación de los esfuerzos en una falla
inversa.( Marcano,2001)
54
Alrededor del año 1900, el Ingeniero Alemán Otto Mohr generalizó el criterio de
Coulomb y estableció las bases para los análisis actuales de las roturas de las rocas.
Expresó la falla simplemente como el esfuerzo de corte como función del esfuerzo axial,
en la cual la función depende del tipo de roca y posiblemente no es lineal. Mohr
exploró la naturaleza de dicha función comprimiendo muestras de roca sometidas a
esfuerzos variables, con el esfuerzo principal máximo siendo siempre mayor que los
otros dos esfuerzos principales.
Mohr observó que la función de las fallas podía describirse como la envolvente a
todos los círculos que podían trazarse utilizando como diámetro a los esfuerzos
máximos y mínimos en el punto de falla, conocidos como círculos de Mohr (Figura 16).
Esta teoría aplicada al fallamiento de las rocas asume un campo de esfuerzos
bidimensional, donde los esfuerzos principales actúan en un plano horizontal, uno de
estos esfuerzos actúan en la dirección radial y el otro tangencialmente. La técnica
asume que los esfuerzos verticales son despreciables y que la roca se comporta
elásticamente al ser sometida a los esfuerzos.
En la década de los años 20, Terzaghi identificó el efecto de la presión de fluido en el
medio poroso. Condujo experimentos con pares de muestras similares, utilizando alta
presión de poro en una de ellas y ninguna presión de poro en la otra. Descubrió que
Figura 16. Envolvente de esfuerzos de Mohr. .( Marcano,2001)
55
el criterio de Mohr-Coulomb funcionaba correctamente siempre que se sustrajera la
presión de poro del esfuerzo, donde este parámetro se conoce como esfuerzo efectivo.
Los esfuerzos efectivos son los que controlan el comportamiento mecánico de la
roca, y vienen dados por la diferencia entre el esfuerzo total y la presión de poro. Si la
presión de poro se incrementa lo suficiente, el esfuerzo efectivo se puede reducir a tal
punto que se puede producir una falla en la roca.
Como criterio de falla se puede adoptar el criterio de Mohr-Coulomb el cual posee la
ventaja de ser lineal (Figura 17). Generalmente, el uso de este criterio constituye el más
simple de los criterios que separa las regiones de falla (inestabilidad) y de estabilidad de
un material sometido a esfuerzos de corte, así como una aproximación conservadora en
cuanto al peso de lodo requerido para prevenir la falla por colapso del hoyo.
Otros criterios de falla son: el criterio de Drucker-Prager, que toma en cuenta el
promedio de los esfuerzos efectivos en corte y en compresión, ofrece estimados de una
naturaleza menos conservadora lo cual, en principio, se traduce en un menor
requerimiento del peso de lodo aunque puede sobrestimar la resistencia mecánica de la
roca; y el criterio de Hoek-Brown, que es más aplicado a yacimientos naturalmente
fracturados.
Figura 17. Representación del modelo de falla de Mohr-Columb.
(Marcano,2001)
56
2.8.7.2 Mecanismos de falla de la roca.
Para un material elástico, la relación entre los esfuerzos de corte y los esfuerzos
principales puede ser descrita en un círculo graficado en coordenadas cartesianas, los
esfuerzos normales en el eje de las abscisas y los esfuerzos de corte en el eje de las
ordenadas. La forma de utilizar este círculo, llamado círculo de Mohr, para determinar el
tipo de falla en la formación, se reduce a definir la envolvente de ruptura a partir del
material de falla, tomando como parámetro la presión de sobrecarga, la presión de
poros y el diferencial de presión entre la formación y el pozo.
2.8.7.3 Tipos de fallas en las formaciones.
• Cohesión: Las fallas por cohesión son equivalentes a la erosión y ocurren cuando el
esfuerzo normal es igual a cero, en el gráfico de Mohr es el punto de intersección de
la envolvente de ruptura con el eje de las abscisas. Este tipo de falla puede causar
migración de finos y arenamiento.
• Tensión: Las fallas por tensión ocurren cuando la envolvente intercepta al eje de las
ordenadas en un valor de esfuerzo de corte igual a cero y los esfuerzos pasan a ser
negativos (esfuerzos de tracción negativos y esfuerzos de compresión positivos). La
distribución de esfuerzos alrededor del hoyo puede llegar a ser negativa en diversos
puntos de la pared dependiendo de los esfuerzos in-situ y el peso de lodo. Un
incremento del peso de lodo puede llegar a inducir tracción y producir una fractura
hidráulica. Además, cuando la tasa de producción es muy alta crea un diferencial de
presión alrededor del pozo que induce esfuerzos de tracción y produce la falla por
tracción de la formación.
• Colapso de poros: La presión de sobrecarga a la cual está sometida la formación es
soportada por los granos, que constituyen el esqueleto 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
57
sometido el material aumentará a medida que se reduce la presión de poros y puede
llegar a producir la rotura del esqueleto mineral colapsando los poros.
• Corte o cizallamiento: Las fallas de corte ocurren cuando la combinación de
esfuerzos intercepta la envolvente de ruptura. La resistencia al corte de materiales
porosos es variable y aumenta linealmente con los esfuerzos compresionales.
La siguiente figura resume cada uno de los mecanismos de falla y su localización con
respecto a la envolvente de Morh-Coulomb.
Figura 18. Mecanismos de falla y su localización con respecto a la envolvente de
falla de Mohr-Coulomb. (Abass ,1998)
1 – Falla por Cohesión
4 – Falla por Tensión
Tensión Compresión
C 0 T 0
Cond. Inicial
2 – Falla por corte
Inestable
Estable
Esfuerzos de corte
3 – Falla por colapso de poro
Esfuerzo Normal Efectivo
σ
θ (C = τ o )
σ
σ
1 – Falla por Cohesión
4 – Falla por Tensión
Tensión Compresión
C 0 T 0
Cond. Inicial
2 – Falla por corte
Inestable
Estable
Esfuerzos de corte
3 – Falla por colapso de poro
Esfuerzo Normal Efectivo
σ
θ (C = τ o )
σ
σ
58
2.9 Estabilidad de hoyo.
La perforación de un hoyo cilíndrico y la penetración de fluidos de perforación en la
formación causan fenómenos físicos y químicos que afectan la estabilidad del pozo que
está siendo perforado, es por ello que se estudian dichos fenómenos para buscar la
forma de compensar algún tipo de alteraciones de las propiedades in situ.
Al ser introducidos fluidos extraños a la formación se genera una alteración de la
presión de poro, creando una presión elevada y localizada, una reducción de la fuerza
de cohesión de la formación que depende básicamente de la interacción del fluido con
la matriz de la formación así como cambios de las fuerzas capilares, es por ello que
debe realizarse un estudio previo de las condiciones mecánicas del hoyo, para poder
determinar así que tipo de fluido pueden introducirse en él.
Cuando la estabilidad de un pozo es afectada se producen fenómenos físicos como
fracturamiento de la roca, cizallamiento, deformación plástica y pérdida de fluido que
pueden generar un colapso o derrumbe del hoyo, es por ello que a partir del cálculo de
los esfuerzos in situ, resistencia de la roca y criterio de fracturamiento bidimensional de
Mohr – Coulomb se pretenden calcular los límites inferiores y superiores del peso del
lodo de perforación necesario para que estos fenómenos no ocurran.
En la estabilidad de hoyo las formaciones en toda su litología exhiben inestabilidad
de tres maneras básicas, una relacionada a la fisicoquímica, otra a la geomecánica y
otra a las prácticas operacionales. En la Figura 19 se muestra un enfoque integrado
para estabilidad de hoyo, específicamente de lutitas.
El estudio de estabilidad de hoyo tiene como finalidad encontrar un rango de valores
de densidad del fluido de perforación con un límite superior que permita llevar a cabo
las operaciones sin tener problemas de fractura, y con un límite inferior que impida
problemas de colapso del hoyo.
59
Hinchamientode arcillas
Propiedadesmecánicas de laroca.Resistencia,rigidez
Trayectoria ydirección delhoyo
Fisi
coqu
ímic
os
Operacionales
Densidad delfluido deperforación
Fluctuacionesde presión en elanular
Vibracionesde la sarta
Erosiónhidráulica
Transporte defluidos
Alteraciónquímica
Temperatura
Capilaridad
Advecciónósmosis
Difusiónquímica
Geomecánicos
Orientación ymagnitud de losesfuerzos in-situ
Geología Estructural(buzamientos, fallas,pliegues)
En la mayoría de los casos la consecuencia más común de la inestabilidad del hoyo
es el derrumbamiento o colapso del mismo. Debido a esto, cuando se está perforando
en regiones desconocidas que tienen problemas de derrumbamiento es importante
hacer una evaluación para saber si la causa de este problema es debido al campo de
esfuerzos, sensibilidad química, efectos operacionales o combinaciones de estos.
Si el problema de inestabilidad es generado por causas químicas, entonces debe
elegirse un fluido de perforación que no reaccione ni con las rocas ni con los fluidos que
están presentes en la formación, y que al mismo tiempo ejerza la suficiente presión
hidrostática como para soportar las paredes del hoyo.
La perforación del hoyo induce esfuerzos adicionales en la roca circundante (los
cuales dependen de la rigidez de la roca, los esfuerzos in-situ, la presión de poro y la
geometría del hoyo). Estos esfuerzos adicionales pueden causar fallas en la roca por
compresión, tracción o corte a lo largo de fracturas preexistentes.
Figura 19. Enfoque integrado para estabilidad de
lutitas.( Sánchez, 2001)
60
Bajo todas estas condiciones la roca alrededor del hoyo puede hacerse inestable,
comenzando la deformación, fractura y derrumbe o formación de cavernas dentro del
hoyo o dispersión en el fluido de perforación, induciendo todo esto a un daño mecánico
a la formación.
Las causas más generales que provocan problemas de inestabilidad del hoyo son:
a) Incorrecta selección de la trayectoria del pozo.
b) Selección inadecuada de la densidad o peso del fluido de perforación.
c) Selección inadecuada del tipo de fluido de perforación.
d) Problemas o deficiencias en las prácticas operacionales de perforación.
Los problemas resultantes de la inestabilidad del hoyo tienen un gran efecto en la
eficiencia de la perforación, debido a derrumbes o disminución del diámetro del hoyo
que está siendo perforado. Tales problemas incluyen:
a) Pega de la tubería de perforación como consecuencia del colapso del hoyo debido a
excesivos esfuerzos en la roca.
b) Dificultad en las operaciones de limpieza del hoyo debido a los derrumbes de la
formación, lo cual incrementa los costos principalmente del lodo de perforación.
c) Pérdida de circulación del fluido de perforación provocada por la presencia de
fracturas en la formación (drenaje hacia la formación).
d) Fallas de la sarta de perforación.
e) Presencia de “Breakouts”.
f) Dificultad para correr registros y bajar los revestidores, aumentándose con esto
último los costos de cementación. Además se obtienen registros de no muy buena
calidad debido a los derrumbes de las paredes del pozo.
g) Alto torque y severo “Stick-Slip”.
61
h) Pérdida de toda una porción del intervalo de productividad debido al colapso de la
formación.
i) Drenaje de fluidos formacionales hacia el pozo (método de perforación bajo balance).
U2.9.1 Estabilidad geomecánica. U
La estabilidad del hoyo desde el punto de vista geomecánico depende de una
combinación de factores como la geometría del hoyo (azimut e inclinación), la presión
de poro de la formación, la magnitud y dirección de los esfuerzos a los que se
encuentra sometida la formación, las propiedades mecánicas de la roca y la densidad
del fluido de perforación. La inestabilidad mecánica es producto de los esfuerzos
inducidos durante el proceso de perforación, los cuales son debidos a:
• El proceso de perforación, el cual altera el estado de esfuerzos que originalmente
tiene la formación que va a ser perforada.
• La presión hidrostática ejercida por el fluido de la perforación, al igual que su
tiempo de exposición y su interacción con la formación.
• Los cambios de temperatura.
Figura 20. Esquematización de problemas de inestabilidad de hoyo.
(Pdvsa Intevep INT-8445 ,2001)
62
La remoción de la roca durante el proceso de perforación afecta el estado de
esfuerzos alrededor del hoyo. Las componentes del campo de esfuerzos inducidos en
las cercanías del hoyo (Figura Nº 29) en coordenadas cilíndricas son:
a) Esfuerzo tangencial (σBθB): Este esfuerzo actúa alrededor de la circunferencia del
pozo. Depende de la presión en el hoyo, de la magnitud y orientación de los esfuerzos
in-situ, de la presión de poros y de la dirección e inclinación del hoyo. Para un hoyo
vertical con esfuerzos horizontales iguales, el esfuerzo tangencial es dependiente del
peso de lodo y de la magnitud de los esfuerzos horizontales y es igualmente distribuido
alrededor del hoyo. Un hoyo desviado o una condición de anisotropía de los esfuerzos
horizontales crean una desigual distribución del esfuerzo tangencial alrededor del hoyo
debido a las condiciones de borde anisotrópicas. El esfuerzo tangencial es máximo en
el lado del hoyo perpendicular al esfuerzo horizontal máximo.
b) Esfuerzo axial (σ BzB): Este esfuerzo está orientado a lo largo de la trayectoria del pozo.
Éste depende de la magnitud y orientación de los esfuerzos in-situ, de la presión de
poros y de la dirección e inclinación del hoyo. El esfuerzo axial no se ve afectado
directamente por la densidad del fluido de perforación. En un hoyo vertical con
esfuerzos horizontales iguales el esfuerzo axial es igual al esfuerzo vertical, mientras
que en un pozo desviado el esfuerzo axial depende de la sobrecarga y de los esfuerzos
horizontales.
c) Esfuerzo radial (σBrB): En pozos verticales, este esfuerzo actúa a lo largo del radio del
hoyo y es la diferencia entre la presión en el hoyo y la presión de poro. Esta diferencia
de presiones actúa perpendicular a la pared del hoyo.
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. Para garantizar la estabilidad mecánica de
la roca estos esfuerzos deben ser lo más similares posibles. La figura que se muestra a
63
continuación indica un ejemplo de la magnitud de los esfuerzos axial y tangencial en la
pared del hoyo.
A continuación se nombran algunos parámetros de perforación que afectan
directamente los esfuerzos descritos y que pueden ser controlados para lograr la
estabilidad mecánica del hoyo:
Densidad de lodo (MW) y densidad equivalente de circulación (ECD): El efecto de la
densidad de lodo es directo en los esfuerzos tangencial y radial en la pared del hoyo. La
Figura 21. Vista transversal y vista anular de los esfuerzos que actúan en el
hoyo.( Marcano, 2001)
Esfuerzoaxial - σz
Esfuerzoradial - σr
Esfuerzotangencial - σθ
Ph
Figura 22. Magnitud de los esfuerzos efectivos axial y tangencial en la pared
del hoyo. ( Marcano,2001)
64
magnitud del esfuerzo tangencial es inversamente proporcional a la densidad de
lodo y la del esfuerzo radial es directamente proporcional a la densidad de lodo.
El resultado en la estabilidad del hoyo es dependiente de la magnitud con que se
incremente o disminuya la densidad del lodo.
Revoque y filtrado del hoyo: El revoque juega un papel importante en la estabilización
de formaciones permeables. Un revoque ideal aísla los fluidos del hoyo de los fluidos de
poro próximos al hoyo. Esto es importante para la estabilidad del hoyo y ayuda a
prevenir la pega diferencial en el pozo. El revoque y el tiempo que éste toma para
formarse son controlados por la composición química del lodo y la permeabilidad de la
formación.
Trayectoria del pozo (Inclinación y azimut): Esto tiene gran impacto en la estabilidad del
hoyo, ya que influyen en la distribución de los esfuerzos tangencial y radial.
• Prácticas operacionales de perforación y limpieza del hoyo.
Por otra parte los parámetros de perforación que no son controlables durante el
proceso son:
• Resistencia de la roca.
• Formaciones más propensas a problemas de inestabilidad, como las lutitas.
• Condiciones desfavorables de esfuerzos in-situ y estructurales de la estratigrafía,
como por ejemplo fallas y altos buzamientos.
U2.9.2 Estabilidad química. U
La estabilidad química está fundamentada en el control de la interacción entre el
fluido de perforación y la roca. Usualmente, esto es mucho más problemático cuando se
perforan formaciones lutíticas. Las lutitas son rocas sedimentarias de granos finos con
una permeabilidad muy baja y compuesta principalmente de arcillas minerales. Un
65
factor que distingue las lutitas de otras rocas es su sensibilidad al agua contenida en los
fluidos de perforación. Mientras la lutita es perforada, una secuencia de eventos se
hacen presentes y pueden ser responsables del debilitamiento y eventualmente falla de
la lutita. Varios parámetros contribuyen con la estabilidad química de las lutitas, como lo
son: la ósmosis, efectos capilares, difusión de presión, advección e hinchamiento-
hidratación.
2.10 Problemas frecuentes relacionados con la perforación de pozos y asociados a la estabilidad de hoyo.
U2.10.1 Pega de tubería. U
Es una interrupción en las operaciones programadas, cuando las fuerzas de arrastre
excesivas impiden sacar la sarta de perforación del hoyo. Entre las causas que han
originado problemas de pega de tubería en el campo se encuentran:
Por presión diferencial: Muchos de los problemas de pega de tubería son causados por
efecto de la presión diferencial. Las presiones excesivas a través de las zonas
permeables de baja presión pueden provocar que la tubería de perforación o el
revestidor se queden pegados al revoque o a la pared del hoyo.
Figura 23. Fuerza de la pega diferencial. ( Lee, 2001)
66
La causa mayor de las pegas por presión diferencial es un excesivo sobre balance
en las zonas permeables; pudiendo ser el resultado de una limpieza inadecuada del
hoyo y/o de una alta velocidad de penetración, provocando un incremento de la
densidad del lodo en el espacio anular.
Pega por geometría del hoyo: Se pueden dar por cambios bruscos en el ángulo/
dirección del hoyo, diámetro del hoyo, o un aumento en la rigidez del ensamblaje que
no permite el paso de la sarta. El mecanismo se caracteriza por el movimiento de la
sarta hacia arriba o hacia abajo justo antes de pegarse.
Empaquetamiento de hoyo: Son fragmentos de formación de pequeños a medianos,
cemento y desperdicios que se asientan alrededor de la sarta de perforación,
impidiendo la circulación y dejando poca probabilidad de movimiento de la sarta. El
empaquetamiento puede ser causado por: ineficiente limpieza del hoyo, inestabilidad
del hoyo, falla en la cementación, cemento sin fraguar, etc.
Puentes en el hoyo: Son fragmentos de mediano a grande de formación, cemento o
desperdicios, que se adhieren a la sarta, restringiendo la circulación con poco o ningún
movimiento de la misma.
Causas del empaquetamiento o puente en el hoyo: El empaquetamiento o puente en el
hoyo puede ser producido por 12 causas diferentes. El mecanismo se caracteriza
Figura 24. Geometría del hoyo. (Lee, 2001)
67
porque es imposible circular cuando el hoyo esta empacado o porque la presión de
circulación está restringida por la presencia de un puente en el hoyo (empaquetamiento
parcial.) Antes de quedarse pegada, la sarta podía estarse moviéndose o estacionaría.
Figura 25. Empaquetamiento puente en el hoyo. (Lee, 2001)
U2.10.2. Embobamiento de la mecha. U
El embobamiento de la mecha ocurre cuando los recortes arcillosos se adhieren a
esta y esto dependerá de las características de resistencia y de plasticidad de los
recortes, los cuales son función del contenido de agua y de arcilla que ellos poseen, tal
y como se observa en la siguiente figura.
68
Dependiendo del contenido de agua, las arcillas pueden presentar tres
comportamientos: una zona seca, una zona plástica y una zona líquida. En la zona
seca, no se presentan problemas de adhesión a la mecha. Por otra parte, en la zona
líquida, la arcilla posee una resistencia muy baja y puede retirarse de la mecha por el
mismo flujo del lodo. En la zona plástica es donde se presenta el problema de adhesión
a la mecha. Ante este comportamiento, Van Oort propone tres soluciones:
• Deshidratar los recortes, de modo de desplazar el comportamiento de la arcilla que
contienen los mismos a la zona seca (a través de la deshidratación osmótica de los
recortes).
• Hidratar los recortes, de modo de desplazar el comportamiento de la arcilla que
poseen los recortes a la zona líquida (empleando fluidos dispersantes).
• Dispersar o recubrir los recortes con un surfactante de modo que este compuesto
los vuelva hidrofóbicos, evitando que se adhieran entre ellos o sobre la mecha. En el
Figura 26. Esquematización del embolamiento de mecha.
( Pdvsa Intevep INT-8445,2001)
69
campo, se ha observado que la inclusión de un bajo porcentaje de gasoil o de aceite
sintético puede reducir el problema de embolamiento de la mecha.
2.11. Ventana operacional.
Desde el punto de vista geomecánico, la perforación de un pozo petrolero tiene
como una consecuencia inmediata la generación de una distorsión en el campo de
esfuerzos a las cuales se encuentra sometida la roca en su estado natural. En efecto,
producto de la remoción de la roca por parte de la mecha de perforación, se genera una
pérdida de sustentación en la roca inmediatamente alrededor a las paredes de hoyo.
Esta pérdida de sustentación se manifiesta en la generación de esfuerzos que actúan
tangencial y radialmente, induciendo a la vez esfuerzos de corte.
En la Figura 27, se muestra en forma esquemática la variación de la magnitud del
esfuerzo en función de distancia del centro de un pozo vertical de acuerdo con un
modelo elástico lineal. Allí, se observa cómo se genera un incremento en la magnitud
de los esfuerzos de la roca ubicada sobre la pared del pozo. Esta concentración de
esfuerzos es una función de la distancia y a medida que se aleja de la pared del pozo
esta concentración de esfuerzos se disipa, igualándose a los esfuerzos locales. Sin
consideraciones de algún otro tipo de efecto, si estos esfuerzos inducidos sobre la roca
son superiores en magnitud a la resistencia mecánica, es de esperar una falla o fractura
de la roca que eventualmente conduzca al desprendimiento de las paredes del hoyo. El
desprendimiento de roca produce de forma inmediata el incremento del diámetro del
pozo, mientras que la acumulación en el fondo de pozo de los cortes o
desprendimientos puede generar problemas de pega de tuberías. Ambos fenómenos,
constituyen manifestaciones típicas de problemas de estabilidad.
En la práctica, la roca removida durante una operación de perforación es
reemplazada con un fluido o lodo de densidad conocida. El peso del lodo tiene como
principal función el ejercer una presión suficiente para sostener las paredes del hoyo y,
adicionalmente, la de prevenir el influjo de los fluidos de la formación. Así, uno de los
objetivos del análisis de estabilidad es el de establecer cuál es el peso mínimo o
70
gradiente necesario que evite que los esfuerzos inducidos excedan la resistencia
mecánica del material, siendo este peso una función de los parámetros característicos
de la roca y de las condiciones naturales de los esfuerzos a los cuales ésta está
sometida en el yacimiento.
Simultáneamente con la existencia de un peso mínimo, las paredes del hoyo están
sometidas a una presión radial ocasionada por el peso del fluido. Este peso de fluido
debe ser tal que no exceda la resistencia a la tracción de la roca y que pueda ocasionar
la fractura de la formación o un colapso por exceso de presión. Un peso excesivo puede
además de fracturar la roca, ocasionar una pérdida de circulación que de origen a una
arremetida o blowout por reducción de la columna hidrostática que contiene a los fluidos
de formación. Como se puede demostrar, este límite también es una función de las
características mecánicas de la roca y del estado de esfuerzo en el cual se encuentra
sometida.
Ambos límites, tanto el peso necesario para prevenir el colapso del hoyo como el
peso máximo que no ocasione la fractura o el colapso superior de la formación, definen
la ventana operacional a la cual equivale al peso del lodo óptimo para la prevención de
los problemas de estabilidad.
Figura 27. Variación de los esfuerzos sobre las paredes de un pozo antes y después de la perforación. (Pdvsa-Intevep INT-STE-000259,96)
71
Ambos parámetros son críticos y un alto porcentaje de los problemas de estabilidad
tienen su origen fundamental en el no tomar en cuenta en la fase de diseño del pozo (su
trayectoria, profundidades de asentamiento de revestidores, entre otros factores), los
límites naturales que deben ser observados al momento de la ejecución de las
operaciones de perforación.
Como en todo proceso de diseño, el análisis de estabilidad de hoyos persigue
establecer las condiciones óptimas en las cuales la diferencia entre el límite superior e
inferior es mayor, de forma tal de poder facilitar la completación exitosa de la operación
de perforación.
3.11. Aplicación al diseño de la trayectoria de pozos.
Como es posible prever, un número de factores pueden influenciar el análisis de
estabilidad. En la Figura 28, se muestra el efecto de la inclinación de un pozo sobre la
diferencia entre el peso de lodo mínimo y el peso de lodo máximo para la perforación de
un pozo horizontal. En la generación de esta figura se ha empleado un modelo en el
cual el ordenamiento relativo de los parámetros que describen el campo de esfuerzos,
es decir, la magnitud del esfuerzo vertical o de sobrecarga (σ v ) y la magnitud de los
esfuerzos horizontales máximos y mínimos, σ H B By σ h , respectivamente, es
σ σ σv H h> > B. BEstos tres parámetros, junto con la dirección del esfuerzo horizontal
mínimo con respecto al norte geográfico o azimuth, definen el campo de esfuerzos al
cual se encuentra sometido el yacimiento.
Como se observa en la Figura 28, a medida que se desvía el pozo (aumenta el
ángulo con la vertical) la ventana operacional experimenta una reducción significativa
en la diferencia existente entre el peso de lodo mínimo y el peso de lodo máximo con el
cual se puede perforar una determinada formación. Al tomar en cuenta estos factores
en un diseño de pozo, se establece la inconveniencia de desviar el pozo más allá de los
60° grados de desviación, pues de lo contrario se arriesga generar una fractura
inducida, con el consecuente riesgo de una pérdida de circulación. Por el contrario,B Buna
reducción del peso de lodo produciría un colapso de las paredes debilitándolas con el
riesgo del derrumbe de las paredes del pozo, entre otras posibilidades.
72
Además, del efecto de la magnitud del campo de esfuerzos, una consecuencia
similar se puede observar al tomar en cuenta la dirección (azimuth) del esfuerzo mínimo
horizontal.
En general, el campo de esfuerzos puede experimentar variaciones con la
profundidad. Es común observar situaciones en las cuales a medida que aumenta la
profundidad se observan variaciones en el ordenamiento relativos de los esfuerzos.
Para efectos de ilustración en la Figura 29, se muestras las consecuencias prácticas de
estas variaciones en el campo de esfuerzo sobre la trayectoria de un pozo horizontal.
Típicamente, en la sección superficial, el ordenamiento relativo de los esfuerzos
corresponda a B B σ σ σv H h> > , lo que señala que la condición óptima corresponde a la
perforación de una sección vertical. Este efecto también puede deducirse de la Figura
23, pues corresponde al caso en el cual la ventana operacional es máxima.
A medida que aumenta la profundidad se presenta un cambio en este ordenamiento,
ahora σ σ σH v h> > . En este caso, la dirección (azimuth) del esfuerzo mínimo horizontal
juega un papel fundamental. Un cálculo similar al empleado para generar los datos de la
Figura 28, muestra que la situación en la cual la ventana operacional es máxima,
corresponde a la desviación del pozo en la dirección mostrada bajo este régimen de
esfuerzos. Posteriormente, y a la profundidad del yacimiento se observa de nuevo un
cambio en el ordenamiento de los esfuerzos (σ σ σH h v> > ) y en la dirección de σ h , y
Figura 28. Variación de la ventana operacional en función de la desviación de un pozo.( Pdvsa-Intevep INT-STE-000259,96)
73
una vez más, por diseño, conviene un nuevo cambio en la dirección del hoyo como
indica la Figura 29.
Figura 29. Ejemplo de la trayectoria de un pozo diseñada en función de las
variaciones del campo de esfuerzo.( Pdvsa-Intevep INT-STE-000259,96)
CAPITULO III
ANÁLISIS CONVENCIONAL DEL YACIMIENTO
3.1. Descripción del Yacimiento Lagunillas Inferior 07.
El yacimiento LGINF-07 se encuentra ubicado al noreste de la cuenca del Lago de
Maracaibo y pertenece al campo Lagunillas,. Cubre una extensión de unos 200 Km²
(31.000 acres) y es básicamente una acumulación de crudos pesados de 18°API que
ha producido desde Mayo de 1926. Hasta junio de 2009 se han completado un total de
1055 pozos productores.
MARACAIBO CABIMAS
LAGUNILLAS
ESTADO ZULIAESTADO ZULIA
VENEZUELA
N
YACIMIENTO LLYACIMIENTO LL--0707
MARACAIBO CABIMAS
LAGUNILLAS
ESTADO ZULIAESTADO ZULIA
VENEZUELA
NN
YACIMIENTO LLYACIMIENTO LL--0707
MARACAIBO CABIMAS
LAGUNILLAS
ESTADO ZULIAESTADO ZULIA
VENEZUELA
N
YACIMIENTO LLYACIMIENTO LL--0707
MARACAIBO CABIMAS
LAGUNILLAS
ESTADO ZULIAESTADO ZULIA
VENEZUELA
NN
YACIMIENTO LLYACIMIENTO LL--0707
Figura 30. Ubicación Geográfica del Yacimiento Lginf-07.( Pdvsa,2001)
75
3.2. Geología
3.2.1 Estructura
El Yacimiento LGINF-07 corresponde a una estructura monoclinal, con ligero
buzamiento hacia el suroeste, que varía entre 2° y 4°. Está limitado al norte y al
suroeste por un par de fallas normales de origen post-eoceno con desplazamiento que
varían entre 40 y 220 pies, uno con rumbo noroeste-sureste y otro con rumbo este-
oeste, con buzamientos del plano de falla entre 70 y 80 grados hacia el noreste y al sur
por un contacto agua-petróleo que originalmente se encontraba a aproximadamente
5000 pies de profundidad. Varias fallas extensionales al suroeste y al este (centro) con
desplazamiento de 30 a 150 pies cortan el yacimiento, pero tienen relativamente poca
importancia en cuanto al entrampamiento del mismo. El intervalo del yacimiento tiene
un total promedio de 600 pies y corresponde estratigráficamente de base a tope a los
Miembros La Rosa y Santa Bárbara de la Formación La Rosa, y los Miembros
Lagunillas Inferior y Laguna de la Formación Lagunillas, todos de edad Mioceno.
Figura 31. Mapa Isópaco y estructural del Yacimiento LGINF-07 (Tope LLA).
(Pdvsa, 2001)
76
3.2.2 Ambiente de sedimentación
El Yacimiento se encuentra conformado por sedimentos de edad Mioceno, y se
caracteriza por una secuencia de areniscas y lutitas alternantes de origen fluvio-
deltáico, pertenecientes principalmente a depósitos de canales.
Esta caracterizado por una secuencia sedimentaria no consolidada de arenas y
lutitas, las cuales parecen haber sido depositadas en un ambiente fluvio-deltáico, en
donde se desarrollaron barras de meandro, canales distributarios y barras de
desembocadura, los cuales se distribuyen estratigráficamente de base a tope por:
Formación La Rosa, la cual yace sobre la discordancia del Eoceno, seguida de los
miembros Lagunillas Inferior, Laguna y Bachaquero de la Formación Lagunillas.
La sedimentación del Mioceno, caracterizada por una transgresión marina, ocasionó
la sedimentación de la Formación La Rosa. Sobre esta y en forma transicional se
Figura 32. Ambiente de Sedimentación. ( Pdvsa,2001)
77
sedimentó la Formación Lagunillas. Allí se indica que la sedimentación final del Mioceno
culmina con facies continentales. Los patrones de facies indican que el Miembro
Lagunillas inferior consiste en sedimentos de carácter transicional-deltáico, seguido por
una etapa de carácter más marino, aunque oscilatoria, parcialmente transgresiva
(Miembro Laguna).
El Miembro Laguna representa una progradación más débil que la del Lagunillas
Inferior, puesto que en él se encuentran menos arenas y más delgadas, y la
sedimentación fluvial no parece haberse extendido tan lejos hacia el oeste y el suroeste,
como ocurre en el Miembro Lagunillas Inferior.
3.2.3 Modelo Sedimentario
• Ambiente acuoso marino expuesto a cambios de energía, de media a baja.
• La presencia de glauconita evidencia condiciones marinas del ambiente de
sedimentación.
• Abundante caolinita, típica de ambientes marinos de plataforma cercanos a la línea
de costa.
• Entorno marino de aguas poco profundas.
• Se interpreta como un ambiente con fluctuaciones en su régimen energético.
• El ambiente de sedimentación es el de una plataforma marina.
78
Figura 33. Modelo Sedimentario. ( Pdvsa,2001)
3.2.4 Subdivisión vertical
El Yacimiento LGINF-07 está constituido por los Miembros Laguna y Lagunillas
Inferior, de la Formación Lagunillas y los Miembros La Rosa y Santa Bárbara de la
Formación La Rosa, de edad Mioceno. Infrayace concordantemente al Miembro
Bachaquero, también de la Formación Lagunillas y suprayace discordantemente a las
formaciones del Post-Eoceno.
El Yacimiento se caracteriza por poseer crudos de 18° API promedio, y desde el
punto de vista de producción se dividió en nueve unidades cronoestratigráficas
utilizando como marcador preferencial las lutitas más continuas, de las cuales los lentes
LLA, LLB y LLC corresponden al de Miembro Lagunillas Inferior, el cual representa el
miembro más importante del yacimiento ya que contiene 89% del POES. Sigue en
importancia el Miembro Laguna el cual esta subdividido en 4 intervalos LaA, LaB, LaC y
LaD. Finalmente, el Miembro La Rosa en las unidades LRA y LRB. Por debajo de la
Formación La Rosa ocurre la discordancia Post-Eoceno. Esta subdivisión de los
Miembros Laguna, Lagunillas Inferior y la Formación La Rosa fue establecido tomando
en cuenta el registro del pozo LL-3548, el cual posee un núcleo tomado en el año 1998.
79
LRA
LRB
ResistividadOHMS M / M
Prof
undi
dad
PotencialEspontáneo
MILIVOLTIOS
RAYOS GAMMAUnidades API
LL 2139
LLA
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LLB
LaD
LaB
LaC
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41004400
43004200
40004500
Mbr
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Ros
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0 500 500
0 150
Mie
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Mbr
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Figura 34. Formación Lagunillas. ( Pdvsa,2001)
3.2.5. Marco Estratigráfico
La cuenca del Lago de Maracaibo consiste de rocas sedimentarias que van desde el
periodo Jurásico hasta el Plioceno; la zona a estudiar esta ubicada en el Mioceno por lo
tanto, a continuación se describen las características de las formaciones involucradas.
80
Formación La Rosa
Se encuentra en el Campo de La Rosa, al sur de Cabimas, Costa Oriental del Lago
de Maracaibo; su espesor varia de 180 a 250 metros, disminuyendo hacia el sur y el
norte. Hacia el noreste del Campo La Rosa alcanza los 1006 metros, en la estructura de
Quiroz. Abarca la parte central y oriental del Lago de Maracaibo, extendiéndose hacia el
este. Esta formación de edad Mioceno temprano, yace con fuerte discordancia angular
sobre la Formación Misoa, de edad Eoceno, o sobre la Formación Icotea y pasa
transicionalmente a la Formación Lagunillas. Se considera su parte basal, la primera
etapa de la invasión marina, sobre la superficie erosionada del Eoceno y/o de la
Formación Icotea. Hacia el tope, los depósitos presentan mayor influencia deltáica
haciéndose similares a los del miembro Lagunillas Inferior de la Formación Lagunillas
suprayacente.
Figura 35. Unidades del Yacimiento. ( Pdvsa,2001)
k 0
k 1
k 2
K 3,4,5
k6
k7 ? k 8 T 1 T 2 T 3
T 6
T 7 ?
SUPERSECUENCIA
C
B
D
F
SISTEMADEPOSITA.
E O C E N
O
Fm . RIO NEGRO
Fm . GUASARE
Fm . PAUJI
Fm . MISOA
Fm. MARACA
Fm . LISUREFm . APON
G. COGOLLO
Fm . MITO JUAN
Fm . LA LUNA
Fm
. COLON
Mbro.SOCUY
Fm . EL MILAGRO
Fm . ONIA
Fm . LA PUERTAMbro.
BACHAQUERO
Fm . LA ROSA
Fm.
LAGUNILLAS
Mbro.LAGUNILLAS INF.
Mbro. LAGUNA
Mbro.LUTITASDE LA ROSA
Mbro. Sta. BARBARA
BASAMENTO CONTINENTAL
FORMACIONES
TST
HST
LST
Arenas B
Arenas C
k 0
k 1
k 2
K 3,4,5
k6
k7 ? ? k 8 T 1 T 2 T 3
T 6
T 7
SUPERSECUENCIA
C
B
D
F
SISTEMADEPOSITA.
E O C E N
O
Fm . RIO NEGRO
Fm . GUASARE
Fm . PAUJI
Fm . MISOA
Fm. MARACA
Fm . LISUREFm . APON
G. COGOLLO
Fm . MITO JUAN
Fm . LA LUNA
Fm
. COLON
Mbro.SOCUY
Fm . EL MILAGRO
Fm . ONIA
Fm . LA PUERTAMbro.
BACHAQUERO
Fm . LA ROSA
Fm.
LAGUNILLAS
Mbro.LAGUNILLAS INF.
Mbro. LAGUNA
Mbro.LUTITASDE LA ROSA
Mbro. Sta. BARBARA
BASAMENTO CONTINENTAL
FORMACIONES
TST
HST
LST
Arenas B
Arenas C
Miembro Lagunillas Inferior Miembro Lagunillas Inferior
Disc. del Eoceno Disc. del Eoceno
81
Formación Lagunillas
Se encuentra en el pueblo y campo petrolífero de Lagunillas, del estado Zulia. En
términos generales, la formación consiste en areniscas poco consolidadas, arcillas,
lutitas y algunos lignitos. Su edad es Mioceno Medio y su espesor es de
aproximadamente 300 metros; en el lago central se señalan 960 metros y varia de 60 a
610 metros en el campo Ceuta. Suprayace concordantemente a la Formación La Rosa.
Excepto en aquellas áreas donde esta no se deposito, como en los altos de Pueblo
Viejo y Ceuta, en dichas áreas, la formación yace directamente sobre la discordancia
del Eoceno. La formación pasa transicionalmente a la formación Isnotú. La parte basal
de la formación (miembro Lagunillas Inferior) representa un complejo deltáico,
progradante sobre la formación La Rosa. El miembro Laguna, suprayacente al anterior,
corresponde a un aumento temporal de las condiciones marinas. La porción superior
(miembro Bachaquero) representa un ciclo regresivo, con predominio de ambientes
deltaicos y fluviales.
Propiedades petrofísicas.
Para definir las propiedades petrofísicas del yacimiento LGINF-07 se han utilizado
datos provenientes de unos 800 pozos, de los cuales sólo 31 tienen registros de
porosidad. Por otra parte, existen pocas muestras de núcleos. Se ha escogido una
resistividad de 12 ohm-m. como punto de corte para estimar el espesor de arena neta
petrolífera (ANP). A continuación se muestran los rangos de espesor, porosidad y
saturación de petróleo para las capas que conforman el Miembro Lagunillas Inferior.
Tabla 1. Propiedades petrofísicas
Parámetros básicos Cut-off a: 1
m:1,7 Vsh: < 40 % n:2 Phi: (φc): > 10 %
Sor: 27% Swc: < 60% K: 900 md Rt: 15 ohmm
ANP: 70 pies
82
Las arenas del Miembro Laguna y de la Formación La Rosa no tienen propiedades
petrofísicas tan atractivas como la del Miembro Lagunillas ni tampoco tan buena
continuidad lateral.
Se ha determinado que la relación permeabilidad-espesor varía entre 25 y 275
darcys/pie, de lo cual se deduce una permeabilidad promedio para el yacimiento de
1500 md, lo cual está validado por el análisis de un núcleo.
3.2.6 Propiedades de los fluidos
Las propiedades básicas más importantes de roca-fluido del yacimiento fueron
obtenidas de la prueba Presión-Volumen-Temperatura, (PVT) del pozo LL-317 y las
presiones corregidas al nivel de referencia (Datum) de 3700 pies con gradiente de
presión del yacimiento de 0.38 Lpc/pie.
Tabla 2. Propiedades de los Fluidos. ( Pdvsa,2001)
Presión Inicial, Pi 1785 LpcaPresión de Burbujeo, Pb 1154 LpcaTemperatura del Yacimiento 152 ° FGravedad del Petróleo, A.P.I 18 °Gravedad Especifica del Gas, yg 0,7428Compresibilidad del Petróleo, Co 14,6 x 10-2 Lpc-1Compresibilidad de la Formación, Cf 9,5 x 10-5 Lpc-1Compresibilidad del Agua, Cw 2,9 x 10-6 Lpc-1Relación de gas en solución, Rsi = Rsb 123 Pcn /BnAl inicio de la Iny. Rs @ Feb, 1984 82 Pcn/BnA la presión de Abandono, Rsab @ P=500 Lpca 101 Pcn/BnFactor Volumétrico del Petróleo Inicial, Boi 1,085 By/BnA la Presión de Burbuja, Bob 1,093 By/BnAl inicio de la inyección, Bo @ Feb, 1984 1,067 By/BnA la Presión de Abandono, Bo @ P=500 Lpca 1,054 By/BnViscos idad del Petróleo a Cond.Inic. Pi = 1785 Lpca, uoi 40,50 cpsA la Presión de Burbujeo, uob 37,85 cpsAl inicio de la inyección uo @ Feb, 1984 44,98 cpsA la Presión de Abandono, uo @ P=500 Lpca 53,41 cpsPorosidad, Ø (Fracción del volumen Poroso) 0.03Saturac ión de Agua Connata, Swi (Frac. del Vol. Poroso) 0,16Saturación de Petróleo Residual, Soi (Frac. del Vol.Poroso) 0,1Espesor, h (pies) 91Volumen Bruto, Vb (Acres-Pies) 2373138,53
83
Los nuevos valores de espesor y volumen se generaron de acuerdo al nuevo
modelo geológico desarrollado en el estudio Integrado (definición de nuevos límites de
yacimiento por miembro productor).
3.3 Historia de inyección y presión
La tasa de declinación anual del yacimiento era del 7,2% hasta 1979, fecha en la
cual se completaron más pozos en el mismo, con lo cual se incrementó la producción
hasta 1984. En Febrero de ese año se inició el proyecto de inyección de aguas
efluentes a través de (10) pozos inyectores ubicados en el flanco sur del yacimiento. El
objetivo original fue evaluar la inyección de agua como mecanismo de mantenimiento
de presión, así como también eliminar el drenaje de las aguas efluentes hacia el Lago
de Maracaibo. A mediados del año 1999, se completaron 7 pozos inyectores
adicionales, con el fin de adelantar la línea de inyección de agua y con ello mejorar la
eficiencia volumétrica de barrido.
El proyecto de inyección de aguas efluentes por flanco en la zona sur del Yacimiento
Lginf-07, iniciada en Febrero de 1984, representa en términos de reservas, 236 MMBP
adicionales o lo que es lo mismo, un factor de recobro secundario de 5.5% del POES.
Dicho objetivo demanda la inyección de agua a través de 19 pozos ubicados en la zona
sur del yacimiento. La inyección se ha concentrado principalmente en los lentes LL-B y
LL-C del miembro Lagunillas Inferior. Se observó que el agua inyectada en el lente LLC,
que se encontraba anegado, estaba invadiendo el lente LL-B por comunicación vertical.
La presión original del yacimiento, igual a la de saturación, era de 1785 Lpca y
declinó a una tasa de agotamiento de 0,67 Lpca/MMbn. En 1984, cuando alcanzó la
presión de 750 Lpca, después de acumular 1400 MMbn de petróleo, se inició la
inyección de agua. Es claramente apreciable la declinación de presión a medida que el
yacimiento era explotado para fechas anteriores a 1983. A partir de 1984 (año de
implantación del proyecto), el efecto de la inyección se hace presente, al evidenciarse una
estabilización de la presión y un posterior incremento paulatino de la misma.
84
Figura 36. Mapa Isobárico 2008. ( Pdvsa,2008)
Una vez establecido el proyecto de inyección de agua la presión se ha incrementado
desde 750 Lpc al inicio del proyecto, hasta 950 Lpc en Diciembre de 2008 El incremento
del valor de presión no es más que la consecuencia del reemplazo de fluidos. El volumen
de agua inyectado hasta Febrero de 2009 es de 970 MMBA, asociado a una producción
de petróleo de 74.13 MMBP; luego de la incorporación de reservas por efecto de
2008
85
recuperación secundaria. Actualmente la producción de fluidos para Enero de 2009 es de
29.7 MBPPD, 21.7 MBAPD y una tasa de agua inyectada de 189.6 MBAIPD.
En cumplimiento con el programa de control y monitoreo de presiones para el
yacimiento, durante el año 2008 se realizó el levantamiento de presión correspondiente a
un grupo de 18 pozos (verticales y horizontales) distribuidos a lo largo de todo el
yacimiento, además de la toma de registros de presión MDT en los 2 pozos verticales
perforados durante el año, dando información sobre la distribución de presión en cada
lente del yacimiento, contando así con datos que permita estimar la influencia de la
inyección de agua, así como el comportamiento de presión volumétrica del yacimiento.
Luego del análisis y evaluación de la información recopilada, se elaboró el mapa
isobárico para el año 2008, obteniéndose una presión volumétrica total del yacimiento,
en el orden de las 981 Lpca, lo que implica una disminución de 46 Lpca con respecto a
la presión calculada el año pasado.
En el mapa isobárico del año 2008, se concentran tres zonas de presión bien
definidas: la primera ubicada en la zona norte del yacimiento, con un rango entre 600 -
1150 Lpca en la cual espesores prospectivos de rocas reservorios (areniscas) solo se
limitan al Miembro Laguna, con bajo desarrollo para el Miembro Lagunillas inferior; son
lenticulares, de espesores promedios de 25 pies, de gran extensión y con alto
porcentaje de cuerpos arcillosos intercalados y por lo tanto presenta presiones de
arenas no drenadas (14 % de la producción acumulada). Una segunda zona, que es la
zona central del yacimiento, con un rango de presión de 500 - 1050 Lpca, es de hacer
notar que esta es la zona de mayor contribución o explotación con 79% de la
producción acumulada. La tercera zona es la cercana a los pozos inyectores, en la que
se observa un rango de presión entre 1100 - 2000 Lpca y 7% de la producción
acumulada.
86
800-1200 LPC
450-800 LPC
800-1300 LPC
ZONA NORTE ZONA
CENTRO
ZONA SUR
800-1200 LPC
450-800 LPC
800-1300 LPC
ZONA NORTE ZONA
CENTRO
ZONA SUR
Figura 37. Comportamiento de presiones. ( Pdvsa,2008)
3.4 Reseña histórica de producción El Yacimiento LGINF-07 inició su producción con la perforación del pozo AGO-01 el
11 de Mayo de 1926, registrando una tasa de producción promedio anual de 14 MBPD
(reportada a finales de 1927) y un corte de agua menos del 0,5%. Las mediciones de
RGP no se reportaron sino hasta 1933, con un promedio de 550 PCN/BNP.
La producción en el año 1937 se ubicó en 42 MBPD y el corte de agua cerca del 2%,
la RPG en 600 PCN/BNP. Entre 1939 y 1958, la tasa de producción promedio anual se
reportó estabilizada en 23 MBPD. Este descenso se atribuyó a problemas mecánicos
reportados en este período, causados principalmente por los efectos de compactación.
Se debe destacar que la mayor parte de los pozos completados se encuentran
localizados en la parte central del yacimiento, zona mayormente afectada por este
fenómeno.
87
Entre 1959 y 1972, la producción estuvo condicionada a cierres por falta de
mercado. La tasa promedio anual fue de 5 MBPD en 1972 y un corte de agua de 10,5%.
Hasta 1975 no hubo actividades de perforación. El número de pozos activos aumentó
de 130 en 1976 a 305 de 1982. Sin embargo entre 1981 y 1982 los cierres por falta de
mercado continuaron afectando la producción del yacimiento. La RGP se mantuvo y el
corte de agua cerca de 18%. En Enero de 1984 previo al inicio de la inyección, la
producción promedio estaba en 39 MBPD, un RGP de 324 PCN/BNP y el corte de agua
en 16,7%.
Dos años después del inicio de inyección de agua (1986) la tasa de producción se
encontraba en 12,6 MBPD, la RGP en 600 PCN/BNP y el corte de agua se mantenía en
18%. En 1994 se inicia una campaña de reactivación de pozos, que duró hasta
diciembre de 1997 y la tasa promedio se ubicó en 37,8 MBPD, la RGP disminuyó en
838 PCN/BNP y el corte de agua aumentó a 48%. Una vez establecido el proyecto de
inyección de agua la presión se ha incrementado desde 750 Lpc al inicio del proyecto,
hasta 1000 Lpc. en Diciembre de 2008. El volumen de agua inyectado hasta Diciembre
de 2008 es de 959,4 MMBls asociado a una producción de petróleo de 255,0 MMBls, y
un RGP acumulado de 594 PC/BN y una producción acumulada de agua de 190,89
MMBls, desde 1984 hasta la fecha. La fracción de agua inyectada por fluido producido,
representa el factor de reemplazo (acumulado), que para Diciembre de 2008 fue de
87,9%.
A finales del año 2000, se sometieron a consideración un nuevo estimado de
reservas ante el Ministerio de Energía y Minas para el yacimiento, las cuales fueron
producto del estudio integrado que actualmente se está realizado. Las reservas
sometidas fueron de 4287 MMBP, vs. 3828 MMBP, cual implica un incremento de 459
MMBP.
3.5 Mecanismos de producción. El yacimiento Lagunillas Inferior, Área LL-07, es una acumulación de hidrocarburos
con una gravedad de 18° API. Se trata de un yacimiento originalmente subsaturado,
88
cuyo comportamiento ha permitido identificar varios mecanismos de producción que han
actuado casi simultáneamente:
a. Compresibilidad de la roca y de los fluidos. Mecanismo de producción primaria.
b. Expansión de la roca. Este mecanismo causa la disminución del espacio poroso
interconectado y la expansión de los fluidos tiende a contrarrestar el vaciamiento
ocurrido por la producción de los fluidos que a su vez causa la caída de la presión.
c. Empuje por gas. Esta solución obliga al fluido a desalojar el espacio poroso para ser
ocupado por dicho gas salido de solución.
d. Empuje por agua. Está caracterizado por una invasión preferencial de las zonas
inferiores moviéndose verticalmente en dirección de los pozos productores.
e. Compactación. Si esta es severa y la profundidad del Yacimiento no es muy grande,
va acompañada del hundimiento del suelo en la superficie del área en que se encuentra
el yacimiento y puede aumentar la recuperación de hidrocarburos originalmente en sitio
al contribuir a la energía de producción. La contribución de este mecanismo sobre el
recobro final se sitúa en un 52% con respecto al 39% aportado por el flujo de agua.
El mecanismo de producción predominante en el Yacimiento Lagunillas Inferior–07
es la compactación de las rocas, sobre todo en la parte centro-oriental. Asimismo, el
empuje hidráulico ha contribuido en forma muy importante y, en menor cuantía, el
empuje por gas en solución. Finalmente la inyección de aguas efluentes ha sido exitosa
en el mantenimiento de la presión en el yacimiento y, por lo tanto, debe considerarse
como otro mecanismo de producción.
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS
A continuación se presentan los resultados obtenidos del estudio geomecánico
realizado al yacimiento Lagunillas Inferior – 07 en muestras del pozo LL-3548 del
Campo Lagunillas.
El yacimiento Lagunillas Inferior – 07, pertenece a la edad del Mioceno de la
Formación Lagunillas y está conformado estratigráficamente desde tope a base por el
Miembro Lagunillas Inferior y Miembro La Rosa. Por ser muestras no consolidadas se
utilizó la técnica de preservación de núcleo por congelación, esto con el fin de que las
propiedades mecánicas de la roca y distribución de los fluidos no se vieran alterados.
Se tomaron grupos de muestras (gemelas) cada pie de las arenas de interés, también
en las zonas críticas (arcillosas) se hizo la selección. Se consideraron como arenas de
interés las pertenecientes al Miembro Laguna (3500’ a 3520’); las del Miembro
Lagunillas Inferior (3650’ a 3660’) y la Formación La Rosa (3748’). Con las muestras
seleccionadas se realizó un plan de ensayos la Tabla 3 resume los diferentes donde se
indica la formación o miembro, número de la muestra y profundidad.
De un total de trece (13) muestras para el Miembro Laguna se seleccionaron cinco
(5) para realizar análisis petrofísico convencional, una (1) para análisis granulométrico,
cuatro(4) para ensayos hidrostáticos, tres(3) para ensayo de agotamiento, cuatro
muestras (4) para ensayos triaxiales y dos (2) para ensayos acústicos, así mismo, del
Miembro Lagunillas Inferior de un total de diez (15) se seleccionaron tres (3) muestras
para realizar análisis petrofísico convencional, dos (2) para análisis granulométrico,
siete (7) para ensayos hidrostáticos y tres (3) para ensayo de agotamiento. Para el
Miembro La Rosa se selecciono una (1) muestra para realizar análisis petrofísico
convencional, una (1) para ensayos hidrostáticos y una (1) para ensayos acústicos.
90
Tabla 3. Muestras seleccionadas para los diferentes ensayos geomecánicos en el pozo LL-3548. ( Pdvsa-Intevep INT-5486,1999)
4.1. Prueba de compresibilidad de la roca (Ensayo de compresión isotrópica o hidrostática)
Cada carga o esfuerzo que actúa sobre la superficie o en el interior de una masa de
suelo, causa efectos de compresibilidad, deformaciones y desplazamientos. Estos
efectos son una función de las propiedades del material, el estado original de suelo, la
combinación de esfuerzos aplicados y del tiempo. La compresibilidad, las
deformaciones y los desplazamientos tanto del volumen total como del volumen poroso
de las arenas y arcillas no consolidadas, se determinaron al realizar la caracterización
mecánica de la roca utilizando los equipos de carga “MTS-810 y MTS-815” de INTEVEP,
que son equipos de alta capacidad de carga y una gran precisión, con estos equipos
también se lograron realizar los ensayos de compactación y agotamiento. Ver Tabla 4.
Formación Muestra (N°) Profundidad (pies-pulg) ϕ Κ Granulometría Hidrostáticos Agotamiento Triaxial Acústico
3 3506-0 X X25 3516-0 X X28 3516-0 X29 3517-0 X X35 3518-0 X40 3519-0 X41 3519-0 X X42 3519-0 X44 3519-0 X45 3520-0 X X X46 3520-0 X48 3520-0 X49 3520-0 X
Totales 13 5 1 4
50 3655-0 X X53 3656-0 X X54 3656-0 X56 3656-0 X X58 3657-0 X66 3660-0 X X67 3660-0 X X68 3660-0 X69 3660-0 X70 3660-0 X
Totales 10 3 2 7 3
61 3748-6 X X
62 3748-0 XTotales 2 1 1 1
Lagu
naLa
guni
llas
Infe
rior
La
Ros
a
91
La expresión utilizada para calcular compresibilidad total de las arenas no
consolidadas del pozo LL-3548 del Campo Lagunillas, la siguiente:
TP
bp
VV
C,
1⎟⎠⎞
⎜⎝⎛=
δσδ (3)
Donde:
Cb = Compresibilidad hidrostática (lpc-1)
σ = Esfuerzo aplicado
V = Volumen poroso
Tabla 4. Ensayos Hidrostáticos. ( Pdvsa-Intevep INT-5486,1999)
MIEMBROS MUESTRA PROFUNDIDAD P. POROS σ'Cb, x 10-5
(Nº) (pies) (psi) (psi) (psi-1)LAGUNA 45v 3520 1800 500 24,18
1000 12,421500 7,872000 6,752500 5,653000 4,294000 3,895000 2,84
LAGUNA 46v 3520 1300 500 10,991000 6,411500 5,632000 5,592500 5,463000 5,214000 4,715000 3,64
LAG INF 50v 3655 1800 500 10,191000 7,991500 5,072000 3,872500 2,513000 2,764000 1,895000 2,33
LAG INF 54v 3656 1800 500 16,981000 8,841500 4,852000 3,42500 3,23000 1,884000 1,635000 1,52
92
Todas las correlaciones presentadas usan propiedades físicas, si una ecuación es
lineal o puede ser transformada a lineal se utiliza el método de regresión lineal, y si la
ecuación es no lineal y no puede ser transformada a lineal, se utiliza el método de
optimización no lineal para generar los coeficientes que ajustan la correlación. El
método de regresión lineal se utiliza la función Estimación.Lineal (Excel) y la
optimización no lineal se usa la herramienta Solver. Microsoft Excel Solver utiliza el
código de optimización no lineal (GRG2) desarrollado por la Universidad Leon Lasdon
de Austin (Texas) y la Universidad Allan Waren (Cleveland).Los problemas lineales y
enteros utilizan el método más simple con límites en las variables y el método de
ramificación y límite, implantado por John Watson y Dan Fylstra de Frontline Systems,
Inc.
Miembro Laguna
Para cada muestra se graficó Cb versus σ en escala Log- Log obteniéndose una
función potencial, los coeficientes a y b son función de la presión de poro. El coeficiente
de determinación r2 se aproxima a 1 obteniéndose un buen ajuste. Ver figura 38.
(4)
La ecuación puede ser escrita de la siguiente manera
(5)
Donde:
=Cb Compresibilidad total )( 1−lpc
=σ Presión efectiva )(lpc
Donde a, y b son los parámetros de la correlación.
baXy −=
baCb −= σ
93
Figura 38. Grafico Cb versus σ miembro Laguna
Mediante la técnica de optimización no Lineal y regresión logarítmica, se logró
obtener en esta investigación una función al graficar los coeficientes a y b versus la
presión de poros. Obteniéndose mejores resultados con la optimización no lineal. Ver
Tablas 5 y 6.
La figura 39 y 40. Compara los parámetros o coeficientes “a” y “b” calculada en
función del coeficiente “a” y “b” obtenido de los datos medidos, en general se obtiene un
buen ajuste.
Tabla 5. Cálculo de “a” en función de la presión de poros. Optimización no lineal
Propuesta: Ln(a) = X1̂ a1*Ln(m1)+Ln(b) Total total(a-data) 20,54849
a= b*m̂ X1 squared avg(a-data) 5,13712diff (a) SStotal 12,47646
m1 b a1 SSresid 0,16933 R2 0,9864281,00009817 12,1571849 1,45102177
Diff (a) Square Data Square
(calc - data) (a-calc - a-data) [a - avg(a)] [data - avg(data)]muestra PROFUNDIDA
DP.POROS
a LN(a) al
LN(a) l48v 352
01800
2550,36605
7,843992177
2188,586638
7,6910 -0,1530 0,023403166 2,70687 7,32713880849v 352
01300
229,7444468
5,43696759
309,9768123
5,7365 0,2995 0,089718164 0,29984 0,08990656450v 352
0800 63,626058
124,153023105
60,27741871
4,0990 -0,0541 0,002923084 -0,98410 0,96845330554v 352 300 22,522404 3,1145105 17,879866 2,8837 -0,2308 0,053284913 -2,02261 4,090962545
y = 2550,36605x-0,78819
R2 = 0,98135
1
10
100
100 1000 10000s ', lpc
Cb,
10-
5 lp
c-1
LAGUNA 45v 3520 1800
y = 229,74164x-0,47925
R2 = 0,97671
1
10
100
100 1000 10000s ', lpc
Cb, x
10-
5 lp
c-1
LAGUNA 46v 3520 1300
y = 63,63154x-0,30315
R2 = 0,98973
1
10
100 1000 10000s ' lpc
Cb,
10-
5 lp
c-1
LAGUNA 48v 3520 800
y = 22,54020x-0,20951
R2 = 0,83176
1
10
100 1000 10000s ', lpc
Cb, x
10-
5 lp
c-1
LAGUNA 49v 3520 300
94
1
10
100
1000
10000
1 10 100 1000 10000a data
acalc
RL
ONL
Figura 39. Gráfico coeficiente “a” versus la presión de poros
(6)
Donde los coeficientes de la ecuación (6) son:
157185.121 =b
0009817.11 =m
4510218.11 =a
Tabla 6. Cálculo de “b” en función de la presión de poros. Optimización no lineal
Propuesta: Ln(a) = X1^b1*Ln(m1)+Ln(b) Total total(a-
data)-3 73006m1 b2 a2 square
davg(a-data)
-0 932521,00015944 0,17561054 1,22037514 diff (a) SStotal 0,98675SSresi
d0,00021
R2 0,999791
Diff (a) Square
Data Square
(calc -data)
(a-calc - a-data)
[a - avg(a)] [data -avg(data)]muestra PROFUNDIDAD P. POROS b LN(b) b calc LN(b )calc
48v 3520 1800 0,78819 -0,238016101 0,784690728 -0,2425 -0,0044 1,97982E-05 0,69450 0,48232884349v 3520 1300 0,47925 -0,735532897 0,480404536 -0,7331 0,0024 5,78956E-06 0,19698 0,03880198450v 3520 800 0,30315 -1,193527546 0,306349799 -1,1830 0,0105 0,000110247 -0,26101 0,06812750354v 3520 300 0,20951 -1,562983808 0,207758815 -1,5714 -0,0084 7,04527E-05 -0,63047 0,397490807
)1 ^(11 ^ *
aPpm b a =
95
0,00,10,20,30,40,50,60,70,80,91,0
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1
b data
b ca
lc RL
ONL
Figura 40. Gráfico coeficiente “b” versus la presión de poros
(7)
Donde los coeficientes de la ecuación (7) son:
1756105.02 =b
0001594.12 =m
220375.12 =a
La Figura 41 muestra los resultados de la compresibilidad total de los datos medidos
con los datos generados con la correlación a diferentes esfuerzos de confinamiento y
presión de poros.
Figura 41. Compresibilidad total del Miembro Laguna
0
2
4
6
8
10
12
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
s ', lpc
Cb,
x 1
0-5
lpc-
1
Cb data Pp 800lpc
Cb calc Pp 800lpc
0123456789
0 1000 2000 3000 4000 5000
s ', lpc
Cb,
x 1
0-5
lpc-
1
Cb data Pp 300lpc
Cb calc Pp 300lpc
02468
101214161820
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
s ', lpc
Cb,
x 1
0-5
lpc-
1
Cb data Pp 1800lpc
Cb calc Pp 1800lpc
0
2
4
6
8
10
12
14
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
s ', lpc
Cb,
x 1
0-5
lpc-
1
Cb data Pp1300 lpc
Cb calc Pp 1300lpc
)2^(22 ^* aPpmbb =
96
Miembro Lagunillas Inferior
Para cada muestra se grafico Cb versus σ en escala log- log obteniéndose una
función potencial, los coeficientes a y b son función de la presión de poro. El coeficiente
de determinación r2 se aproxima a 1 obteniéndose un buen ajuste. Ver Figura 42.
(8)
Donde:
=Cb Compresibilidad total )( 1−lpc
=σ Presión efectiva )(lpc
a, y b son los parámetros de la correlación
Figura 42. Gráfico Cb versus σ Miembro Lagunillas Inferior
y = 376,95005x-0,59059
R2 = 0,97227
1
10
100 1000 10000s' (lpc)
Cb,
x 1
0-5
lpc-
1
LAG INF 68v 3660 1800
y = 439,08053x-0,57668
R2 = 0,99342
1
10
100
100 1000 10000s'(lpc)
Cb,
x 1
0-5
lpc-
1
LAG INF 67v 3660 1300
y = 468,63428x-0,58376
R2 = 0,98887
1
10
100
100 1000 10000s' (lpc)
Cb,
10-
5 lp
c-1
LAG INF 70v 3660 800
y = 596,67023x-0,62503
R2 = 0,94474
1
10
100
100 1000 10000s'(lpc)
Cb,
x 1
0-5
lpc-
1
LAG INF 69v 3660 300
baCb −= σ
97
Mediante la técnica de optimización no lineal y regresión logarítmica, se logró
obtener una función al graficar los coeficientes a y b versus la presión de poros.
Obteniéndose mejores resultados con la optimización no lineal.
Calculo de “a y b” en función de la presión de poros. Optimización no lineal
Donde:
(9)
Donde los coeficientes de la ecuación (9) son:
067136.171 =b 06714.1751 =m
068553.01 −=a
(10)
Donde los coeficientes de la ecuación (10) son:
861223.52 =b 120318.02 =m
011858.02 =a La Tabla 7 muestra el procedimiento de cálculo para determinar la compresibilidad
total del Miembro Lagunillas Inferior 07.
)1^(11 ^* aPpmba =
)2^(22 ^* aPpmbb =
98
Tabla 7. Cálculo de “a y b” en función de la presión de poros. Optimización no lineal
La figura 43. Compara los valores de Cb calculado por la correlación de la
ecuación (8) con el Cb medidos en el laboratorio. El coeficiente de determinación
(r2=0.964).
Figura 43. Diferentes esfuerzos de confinamiento y presión de poros del Miembro
Lagunillas
0
2
4
6
8
10
12
14
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
s ', lpc
Cb,
x 1
0-5
lpc-
1
Cb data Pp 800lpc
Cb calc Pp 800lpc
02468
10121416
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
s ', lpc
Cb,
x 1
0-5
lpc-
1
Cb data Pp 300lpc
Cb calc Pp 300lpc
0
2
4
6
8
10
12
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
s ', lpc
Cb,
x 1
0-5
lpc-
1
Cb data Pp 1800lpc
Cb calc Pp 1800lpc
0
2
4
6
8
10
12
14
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
s ', lpc
Cb,
x 1
0-5
lpc-
1
Cb data Pp 1300lpc
Cb calc Pp 1300lpc
Propuesta: Ln(a) =Pp^a1*Ln(m1)+Ln(b)a= b1*m1̂ (Pp^a1) cb=a*σ' -̂b Total total(a-data) 184,82000
m1 b1 a1 squared avg(a-data) 5,77563175,067136 17,9555685 -0,06855257 diff (a) SStotal 253,32519
b= b2*m2̂ (Pp^a2) SSresid 8,92546 R2 0,964767m2 b2 a2
0,12031874 5,86122287 0,01185842 Diff (a) Square Data Square(calc - data) (a-calc - a-data) [a - avg(a)] [data - avg(data)]
PROFUNDIDAD P. POROS σ' a b Cb x10-5 lpc-1 Cb: calc x10-5 lpc-1(pies) (psi) (psi)3660 1800 500 394,523 0,579 9,55 10,7848 1,2348 1,524664187 3,77438 14,245906643660 1800 1000 394,523 0,579 6,79 7,2186 0,4286 0,18368956 1,01438 1,0289566413660 1800 1500 394,523 0,579 5,34 5,7077 0,3677 0,135183924 -0,43563 0,1897691413660 1800 2000 394,523 0,579 3,98 4,8316 0,8516 0,725275561 -1,79563 3,2242691413660 1800 2500 394,523 0,579 3,31 4,2458 0,9358 0,875782009 -2,46563 6,0793066413660 1800 3000 394,523 0,579 3,15 3,8203 0,6703 0,449338035 -2,62563 6,8939066413660 1800 4000 394,523 0,579 2,82 3,2340 0,4140 0,171366012 -2,95563 8,7357191413660 1800 5000 394,523 0,579 2,75 2,8419 0,0919 0,008440105 -3,02563 9,1544066413660 1300 500 423,004 0,584 11,97 11,1966 -0,7734 0,59819233 6,19438 38,370281643660 1300 1000 423,004 0,584 8,15 7,4673 -0,6827 0,466041779 2,37438 5,6376566413660 1300 1500 423,004 0,584 6,32 5,8919 -0,4281 0,183231063 0,54438 0,2963441413660 1300 2000 423,004 0,584 5,68 4,9802 -0,6998 0,489742989 -0,09563 0,0091441413660 1300 2500 423,004 0,584 5,08 4,3713 -0,7087 0,502238553 -0,69563 0,4838941413660 1300 3000 423,004 0,584 4,48 3,9295 -0,5505 0,303034814 -1,29563 1,6786441413660 1300 4000 423,004 0,584 3,52 3,3214 -0,1986 0,039428809 -2,25563 5,0878441413660 1300 5000 423,004 0,584 3,13 2,9154 -0,2146 0,046070963 -2,64563 6,9993316413660 800 500 470,741 0,592 12,16 11,8716 -0,2884 0,08320178 6,38438 40,760244143660 800 1000 470,741 0,592 7,88 7,8749 -0,0051 2,62429E-05 2,10438 4,4283941413660 800 1500 470,741 0,592 7,05 6,1939 -0,8561 0,732858374 1,27438 1,6240316413660 800 2000 470,741 0,592 5,68 5,2237 -0,4563 0,208189645 -0,09563 0,0091441413660 800 2500 470,741 0,592 5,08 4,5771 -0,5029 0,252892012 -0,69563 0,4838941413660 800 3000 470,741 0,592 4,48 4,1087 -0,3713 0,137877604 -1,29563 1,6786441413660 800 4000 470,741 0,592 3,52 3,4651 -0,0549 0,003013534 -2,25563 5,0878441413660 800 5000 470,741 0,592 3,13 3,0362 -0,0938 0,008801281 -2,64563 6,9993316413660 300 500 590,806 0,608 13,27 13,4970 0,2270 0,05153538 7,49438 56,165656643660 300 1000 590,806 0,608 8,91 8,8549 -0,0551 0,003031999 3,13438 9,8243066413660 300 1500 590,806 0,608 6,91 6,9200 0,0100 0,000100207 1,13438 1,2868066413660 300 2000 590,806 0,608 5,44 5,8094 0,3694 0,136475266 -0,33563 0,1126441413660 300 2500 590,806 0,608 4,61 5,0723 0,4623 0,213706153 -1,16563 1,3586816413660 300 3000 590,806 0,608 4,22 4,5400 0,3200 0,102390878 -1,55563 2,4199691413660 300 4000 590,806 0,608 3,3 3,8114 0,5114 0,261497739 -2,47563 6,1287191413660 300 5000 590,806 0,608 3,16 3,3278 0,1678 0,028141565 -2,61563 6,841494141
99
4.2. Ensayo experimental ultrasónico de corrida de ondas compresional (P) y de corte (S). Para realizar este estudio fueron escogidas 4 muestras del núcleo pertenecientes al
Pozo LL-3548, estos ensayos se utilizan para medir las velocidades de ondas
ultrasónicas de alta calidad en núcleos como función de la presión de poros y presión
de confinamiento.
En el ensayo se corrieron ondas P, S1 y S2 (Ver Tablas 8 y 9) en cada muestra
donde se midió el tiempo de tránsito de las mismas permitiendo calcular las velocidades
VP, VS1, VS2, que finalmente se utilizaron para calcular en el laboratorio las propiedades
elásticas dinámicas, cómo son la relación de Poisson, módulo de Young, módulo
volumétrico y módulo de corte.
Tabla 8. Tiempos de llegadas de las ondas P y S. (Pdvsa-Intevep INT-5486,1999)
MIEMBRO MUESTRASPRESION DE
CONFINAMIENTO MODULO DE YOUNGRELACION DE
POISSON tp ts1 ts2
(Nº) (pies) (pulgadas) (psi) [ x 105 psi] μsec μsec μsecLAGUNA 25 v 3.516 0 3.336 13 0,254 28.528 50.547 50.641LAGUNA 44 v 3519 0 1886 13,23 0,269 25,582 51,185 51,373LAGUNA 44 v 3519 0 3191 13,75 0,268 28.291 50.676 50.770LAG INF 61 v 3748 6 2030 13,95 0,290 27,902 50,443 51,061LAG INF 61 v 3748 6 3191 14,59 0,299 27.382 50.443 50.508
PROFUNDIDAD
Tabla 9. Velocidad de propagación de ondas. (Pdvsa-Intevep INT-5486,1999)
MIEMBRO MUESTRAS PROFUNDIDADPRESION DE
CONFINAMIENTO Vp Vs1 Vs2
(Nº) (pies) (psi) (m/seg) (m/seg) (m/seg) LAGUNA 25 v 3516 3336 2506 1441 1438LAGUNA 44 v 3519 1886 2513 1417 1409LAGUNA 44 v 3519 3191 2560 1443 1440LAG INF 61 v 3748 2030 2625 1429 1425LAG INF 61 v 3748 3191 2717 1455 1454
La velocidad de la onda en la roca se ve afectada, por un aumento del espacio
poroso, debido a las condiciones de preparación de las muestras para la ejecución de
los ensayos, en el análisis geomecánico se establece que entre las profundidades de
3000 pies a 4000 pies el comportamiento del medio a la influencia de propagación de
ondas es un medio elástico-poroso, y los valores de las velocidades están
100
comprendidas en un rango de 2500 m/seg – 3000 m/seg, valor que se establece para
arenas no consolidadas.
La densidad en cada una de las muestras es diferente en el punto de medida, y
siendo arenas de la misma formación, el valor de Vs2 depende linealmente de la
resistencia al corte, siendo ésta muy pequeña en ambos miembros, dando como
resultado valores de velocidades Vs alrededor del 50% de Vp, explicando también la
anisotropía del medio. Con respecto a las velocidades de la onda P, estas muestran un
aumento según la profundidad, corroborando los conceptos teóricos. También se
demuestra la variación de la velocidad de la onda P en función de la constante de
dilatación, tendiendo ésta a aumentar según la profundidad.
4.3. Determinación de los módulos elásticos dinámicos a las rocas del Yacimiento Lagunillas Inferior -07 El cálculo de los módulos elásticos dinámicos se realizó a las profundidades de las
cuatro (4) muestras estudiadas en la prueba de compresibilidad de la roca y las tres (3)
muestras estudiadas en el ensayo experimental ultrasónico de corrida de ondas P y S.
Partiendo de estas profundidades se obtuvieron los parámetros elásticos dinámicos
utilizando el gráfico de propiedades mecánicas del pozo, la interpretación del registro
sónico dipolar y el registro de densidad y del ensayo experimental ultrasónico de corrida
de ondas P y S.
4.3.1. Estudio del gráfico de propiedades mecánicas de las rocas Este gráfico fué generado después de la toma de registros del pozo LL-3808
perteneciente al Yacimiento Lagunillas Inferior 07, en el intervalo de 3000´- 3400´,
utilizando un programa denominado Interactive Petrophysics (IP) el cual requiere como
datos, los registros de tiempo de tránsito de las ondas compresivas (P) y de corte (S),
un perfil de densidad y un análisis volumétrico de la formación con el cual se visualiza
los módulos elásticos y da como resultado el gráfico que se muestra a continuación:
101
Figura 44 . Gráfico de propiedades mecánicas de la roca
Descripción de las curvas del gráfico:
Carril No. 1: Gamma Ray (GR) y densidad (RHOZ)
Carril No. 2: Profundidad
Carril No. 3: Caliper (HCAL), Pesa del Lodo (MWUD) y Tamaño de la mecha(BS)
Carril No. 4: Tiempo de transito compresional (ΔTCO) y de cizalla (ΔTSM)
Carril No. 5: Modulo de Young (YME) y Modulo de corte (SMG)
Carril No. 6: Relación de Poisson (PR) y Angulo de fricción (FANG)
Carril No. 7: Compresibilidad sin confinamiento (UCS)
Interceptando las curvas del gráfico de propiedades mecánicas de las rocas , a las
profundidades escogidas para este estudio, se obtuvieron los valores de los módulos
elásticos dinámicos para ambos miembros los cuáles se presentan en la Tabla N° 10.
Tabla 10. Módulos elásticos dinámicos a través del gráfico de propiedades mecánicas
de la roca. ( Pdvsa-Intevep INT-5486,1999)
Miembro PROFUNDIDAD Delta-T Co Delta-T Sh R. de Poisson M.de Young M. de Corte M. Vol. UCS ANG. F.
(pies) [ x 105 psi] [ x 105 psi] [ x 105 psi] (Lpc) (Deg)LAGUNA 3516 135,974 322,093 0,392 13,952 0,500 0,154 365,002 25,745LAGUNA 3519 136,974 324,513 0,392 13,908 0,499 0,153 365,947 25,777LAGUNA 3519 137,974 326,958 0,392 13,908 0,499 0,153 365,947 25,777LAG INF 3748 138,974 327,458 0,390 10,516 0,377 0,114 438,105 28,228LAG INF 3748 139,974 329,904 0,390 10,516 0,377 0,114 438,105 28,228
102
4.3.2. Cálculo de la deformación volumétrica ( ε ) en función de la presión de
poros (PP) y esfuerzo ( σ ) a partir de la data disponible del núcleo LL-3548
Como la deformación volumétrica es función del esfuerzo y de la presión de poros,
esta fue calculada generando una correlación mediante ajuste de mínimos cuadrados
utilizando la función de estimación lineal o optimización no lineal de la hoja de cálculo
EXCEL:
Miembro Laguna
La Tabla 11 muestra la data disponible de presión de poros, esfuerzo efectivo,
deformación volumétrica y coeficiente de Biot.
Tabla 11. Data disponible del miembro Laguna. ( Pdvsa-Intevep INT-5486,1999)
MIEMBROS MUESTRA PROFUNDIDAD P. POROS s' e Vol. a (Nº) (pies) (psi) (psi) (%)
LAGUNA 45v 3520 1800 500 7,66 0,9971800 1000 13,18 0,9941800 1500 17,4 0,9981800 2000 21,03 0,997
1800 2500 24,38 0,9971800 3000 28,06 0,991800 4000 34,28 0,9861800 5000 39,56 0,993
LAGUNA 46v 3520 1300 500 3,72 0,9991300 1000 7,41 0,997
1300 1500 10,36 0,9981300 2000 13,31 0,997
1300 2500 16,58 0,9971300 3000 20,16 0,9971300 4000 27,01 0,9961300 5000 32,61 0,995
LAGUNA 48v 3520 800 500 4,1 0,998800 1000 7,9 0,997800 1500 10,87 0,997800 2000 13,89 0,997800 2500 17,56 0,997800 3000 21,91 0,997800 4000 30,6 0,997800 5000 37,26 0,996
LAGUNA 49v 3520 300 500 3,52 0,998300 1000 7,04 0,997300 1500 9,06 0,996300 2000 12,09 0,996300 2500 14,76 0,997300 3000 17,8 0,997300 4000 24,36 0,998
103
Cálculo de la deformación volumétrica: (11)
=ε Deformación Volumétrica (%) =σ Confinamiento efectivo (lpc) =Pp Presión de poros (lpc)
Donde, los valores de los coeficientes de la ecuación para calcular la deformación volumétrica (12)
1257,50 −= Ea 887,11 −−= Ea
585,12 −= Ea 382,13 −= Ea
(13)
966,50 −= Eb 518,11 −−= Eb 372,62 −= Eb 198,43 −−= Eb
El coeficiente de determinación r2 es de 0,995 obteniéndose un buen ajuste. La
Figura 45, compara la deformación volumétrica calculada en función de la deformación
volumétrica con los datos medidos en el laboratorio. La figura muestra que es buena la
correlación indicado por el coeficiente de determinación (r2 = 0.9704).
Deformación volumetrica muestra 3520 piesMiembro Laguna
0
10
20
30
40
50
0 10 20 30 40 50 e Vol.
e V
ol. C
alc
Figura 45. Deformación volumétrica Miembro Laguna
baV += σε *
3*2*1*0 23 aPpaPpaPpaa +++=
3*2*1*0 23 bPpbPpbPpbb +++=
104
Las figuras 46 y 47 muestran el comportamiento de la deformación volumétrica
calculada y la medida con data experimental en función de la presión de poros y presión
efectiva para el Miembro Laguna del yacimiento Lagunillas Inferior 07. Adicionalmente
se pueden observar los cambios de la deformación volumétrica en función de la presión
efectiva, pero bajo cierto nivel de presión de yacimiento.
Deformación Volumetrica medida en función de la presión de confinamiento y poros
Profundidad: 3520 pies Miembro Laguna
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
s ' lpc)
e V
ol.(%
)
Pp=1800 lpc
Pp=1300 lpc
Pp=800 lpc
Pp=300 lpc
Figura 46. Deformación volumétrica medida Miembro Laguna.
Deformación Volumetrica calculada con la correlación en función de la presión de
confinamiento y poros
Profundidad: 3520 pies Miembro Laguna
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
s ' lpc)
e V
ol. c
alcu
lada
(%
Pp=1800 lpc
Pp=1300 lpc
Pp=800 lpc
Pp=300 lpc
Figura 47. Deformación volumétrica calculada Miembro Laguna.
105
Miembro Lagunillas Inferior
La Tabla 12, muestra los resultados de los ensayos hidrostáticos para el miembro
Lagunillas Inferior.
Tabla 12. Data disponible del miembro Lagunillas Inferior. ( Pdvsa-Intevep INT-
5486,1999)
Cálculo de la deformación volumétrica: (14)
=ε Deformación Volumétrica (%) =σ Confinamiento efectivo (Lpc) =Pp Presión de poros (Lpc)
Donde Valores de los coeficientes de la ecuación para calcular la deformación volumétrica (15)
498,63 −= Ea 549,22 −= Ea 831,31 −−= Ea
MIEMBROS MUESTRA PROFUNDIDAD P. POROS s' e Vol. a (Nº) (pies) (psi) (psi) (%)
LAG INF 68v 3660 1800 500 2,53 0,9981800 1000 6,44 0,9951800 1500 9,51 0,9971800 2000 12,32 0,9971800 2500 14,92 0,9971800 3000 17,53 0,9981800 4000 21,97 0,9941800 5000 26,02 0,997
LAG INF 67v 3660 1300 500 0,5 10031300 1000 2,13 0,999
1300 1500 3,7 0,9961300 2000 5,15 0,967
1300 2500 6,35 0,981300 3000 7,49 0,9971300 4000 9,17 10121300 5000 10,68 1004
LAG INF 70v 3660 800 500 3,81 0,998800 1000 8,11 0,998800 1500 11,44 0,998800 2000 14,29 0,998800 2500 16,92 0,996800 3000 19,43 0,997800 4000 24,13 0,996800 5000 28,32 0,996
LAGINF 69 3660 300 500 376 0998
baV += σε *
3*2*1*0 23 aPpaPpaPpaa +++=
106
1115,10 −= Ea (16)
105,63 −= Eb 291,12 −= Eb
553,21 −−= Eb 950,80 −= Eb
El coeficiente de determinación r2 es de 0,986 obteniéndose un buen ajuste. La Figura 46 compara la deformación volumétrica calculada en función de la
Deformación volumétrica con los datos medidos en el laboratorio. La figura muestra que
es buena la correlación indicado por el coeficiente de determinación (r2 = 0.9805).
Figura 48. Deformación volumétrica Miembro Lagunillas Inferior
Las figuras 47 y 48 muestran el comportamiento de la deformación volumétrica
calculada y la medida con data experimental en función de la presión de poros y presión
efectiva para el Miembro Laguna del yacimiento Lagunillas Inferior 07. Adicionalmente
se puede observar los cambios de la deformación volumétrica en función de la presión
efectiva, pero bajo cierto nivel de presión de yacimiento.
Deformación volumetrica muestra 3660 pies Miembro Lagunillas Inferior
0
5
10
15
20
25
30
35
40
0 10 20 30 40 e Vol. data
e V
ol. C
alc
3*2*1*0 23 bPpbPpbPpbb +++=
107
Deformación Volumetrica en función de la presión de confinamiento y poros
Profundidad: 3660 pies Miembro Lagunillas Inferior
0
5
10
15
20
25
30
35
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
s ' lpc)
e V
ol.(%
)
Pp=1800 lpc
Pp=1300 lpc
Pp=800 lpc
Pp=300 lpc
Figura 49. Deformación volumétrica medida Miembro Lagunillas Inferior.
Deformación Volumetrica calculada con la correlación en función de la presión de confinamiento y poros
Profundidad: 3660 pies Miembro Lagunillas Inferior
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
s ' lpc)
e V
ol. c
alc(
%)
Pp=1800 lpc
Pp=1300 lpc
Pp=800 lpc
Pp=300 lpc
Figura 50. Deformación volumétrica calculada Miembro Lagunillas Inferior.
4.3.3. Interpretación del registro sónico dipolar y el registro de densidad El perfil sónico dipolar es un registro de la profundidad contra el tiempo de tránsito
de una onda compresional de sonido (P) y una onda de corte (S). De la ecuación de
108
onda para medios elásticos continuos y la teoría de elasticidad se determinó que las
velocidades de propagación de ondas P y S son función de los módulos elásticos, esto
significa, que si se conocen los tiempos de transito o las velocidades de propagación de
las ondas compresional y de corte se pueden entonces expresar los módulos elásticos
de la siguiente manera:
Relación de Poisson:
(17)
Módulo de corte ( Lpc ) : (18) Donde:
2,34x10 10=a =Δt tiempo de transito )/( piesegμ
=ρ densidad (gr/cc) Módulo de Young ( Lpc ) : )1(2 vG +=Ε (19) Módulo volumétrico (Lpc ): (20) Donde:
2,34x10 10=a =Δt tiempo de transito )/( piesegμ
=ρ densidad (gr/cc)
Interceptando las curvas del registro sónico dipolar (Ver Figura 44) a las profundidades
de cada muestra escogida, se obtuvieron los valores correspondientes al tiempo de
transito (Δt), medido en microsegundo por pie (μseg/pie), de la onda compresional
1
121
2
2
−⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛
ΔΔ
−⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛
ΔΔ
=
p
s
p
s
tt
tt
v
at
Gs
b *2Δ=
ρ
xatt
Ksp
bb ⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛
Δ−
Δ= 22 3
41ρ
109
(ΔTCO) y la onda de corte (ΔTSM), así mismo del registro de densidad, se obtuvieron
las densidades del bulbo rocoso a las profundidades de las muestras escogidas y de
esta forma se determinaron los módulos elásticos dinámicos utilizando las ecuaciones
anteriores mostrado en las Tablas 13 y 14.
Tabla 13. Tiempos de tránsito de las ondas P y S a través del registro sónico en el pozo LL-3808.
Muestra N° Prof. (pies) ?ts (µs/pie) ?tp (µs/pie) b (gr/cc)
25 v 3516 295,27 126,57 2,2744 v 3519 295,32 126,60 2,2744 v 3519 295,32 126,60 2,2761 v 3748 299,30 129,02 2,3361 v 3748 299,30 129,02 2,33
Tabla 14. Módulos elásticos dinámicos utilizando las ecuaciones 17,18,19 y 20.
MUESTRAS Miembro Prof. ?ts ?tp b M.de Young R. Poisson Mod de Corte Mod. Volum(Nº) (pies) (µs/pie) (µs/pie) (gr/cc) x 106 E (lpc) V x 106 G (lpc) x 106 K (lpc)25 v LAGUNA 3516 322,0925 135,9743 2,2681 0,1393 0,3916 0,0295 0,214044 v LAGUNA 3519 324,5127 136,9743 2,2689 0,1388 0,3916 0,0291 0,213444 v LAGUNA 3519 326,9584 137,9743 2,2689 0,1388 0,3917 0,0287 0,213661 v LAG INF 3748 327,4580 138,9743 2,3299 0,1048 0,3902 0,0293 0,158961 v LAG INF 3748 329,9037 139,9743 2,3299 0,1048 0,3902 0,0289 0,1591
LAGUNA 3109 284,3028 111,2120 2,2440 0,1057 0,4097 0,0375 0,1950LAGUNA 3150 292,6228 124,9037 2,2416 0,0982 0,3886 0,0353 0,1469LAGUNA 3200 331,4208 124,8916 2,1592 0,0752 0,4172 0,0265 0,1515LAGUNA 3250 283,9893 126,1099 2,2416 0,1034 0,3772 0,0375 0,1403LAG INF 3300 227,6979 108,7819 2,4848 0,1750 0,3521 0,0647 0,1972LAG INF 3350 293,7673 131,7154 2,2782 0,0979 0,3742 0,0356 0,1298LAG INF 3400 333,9945 140,0400 2,1399 0,0722 0,3933 0,0259 0,1128LAG INF 3450 308,5813 134,7667 2,0650 0,0809 0,3822 0,0293 0,1145
Modulos calculados con las correlaciones
Módulos elásticos dinámicos de registro del pozo LL-3808
La Tabla 15 muestra los módulos elásticos dinámicos generados por las correlaciones
antes descritas y del registro del pozo LL-3808.
110
Tabla 15. Módulos elásticos dinámicos a través del registro sónico dipolar.
MUESTRAS Miembro PROFUNDIDAD Delta-T Co Delta-T Sh R. de Poisson M.de Young M. de Corte M. Vol. UCS ANG. F.
(Nº) (pies) [ x 106 psi] [ x 106 psi] [ x 106 psi] (Lpc) (Deg)
25 v LAGUNA 3516 135,974 322,093 0,389 0,140 0,050 0,214 365,002 25,74544 v LAGUNA 3519 136,974 324,513 0,389 0,139 0,050 0,213 365,947 25,77744 v LAGUNA 3519 137,974 326,958 0,389 0,139 0,050 0,213 365,947 25,77761 v LAG INF 3748 138,974 327,458 0,377 0,105 0,038 0,157 438,105 28,22861 v LAG INF 3748 139,974 329,904 0,377 0,105 0,038 0,158 438,105 28,228
LAGUNA 3109 284,303 111,212 0,414 0,200 0,071 0,071 881,521 21,623LAGUNA 3150 292,623 124,904 0,391 0,228 0,082 0,082 738,352 21,874LAGUNA 3200 331,421 124,892 0,418 0,232 0,082 0,082 498,862 22,952LAGUNA 3250 283,989 126,110 0,384 0,183 0,066 0,066 695,968 21,784LAG INF 3300 227,698 108,782 0,328 0,351 0,245 0,245 1838,356 21,061LAG INF 3350 293,767 131,715 0,373 0,363 0,132 0,132 628,537 21,364LAG INF 3400 333,995 140,040 0,394 0,163 0,059 0,059 356,507 23,939LAG INF 3450 308,581 134,767 0,385 0,150 0,054 0,054 376,353 25,154
Después de haber obtenido los módulos elásticos dinámicos a través del registro
sónico dipolar, los resultados fueron comparados con los obtenidos a través del gráfico
de propiedades mecánicas del pozo y los obtenidos por correlación ver las Figuras 51
hasta 54.
0,00000,1000
0,20000,3000
0,40000,5000
0,60000,7000
3516
3519
3519
3748
3748
3109
3150
3200
3250
3300
3350
3400
3450
Prof(pies)
adim
R. Poisson Reg Sonico Dipolar
R. de Poisson Correlaciones
Figura 51. Deformación volumétrica histograma comparativo de la relación de Poisson
a través del gráfico de propiedades mecánicas y del registro sónico dipolar.
0,00000,05000,10000,15000,20000,25000,30000,35000,4000
3516
3519
3519
3748
3748
3109
3150
3200
3250
3300
3350
3400
3450
Prof(pies)
106
E (l
pc)
Reg Sonico Dipolar M.de Young
Correlaciones M.de Young
Figura 52. Histograma comparativo del módulo de Young a través del gráfico de
propiedades mecánicas y del registro sónico dipolar.
111
0,0000
0,0500
0,1000
0,1500
0,2000
0,2500
0,3000
3516
3519
3519
3748
3748
3109
3150
3200
3250
3300
3350
3400
3450
Prof(pies)
X06
E (lp
c)
Mod de Corte Reg Sonico Dipolar
Mod de Corte Correlaciones
Figura 53. Histograma comparativo del módulo de corte a través del gráfico de
propiedades mecánicas y del registro sónico dipolar.
0,00000,05000,10000,15000,20000,25000,30000,35000,40000,45000,5000
3516
3519
3519
3748
3748
3109
3150
3200
3250
3300
3350
3400
3450
Prof(pies)
X06
E (lp
c)
Mod. Volum Reg Sonico Dipolar
Mod. Volum Correlaciones
Figura 54. Histograma comparativo del módulo volumétrico a través del gráfico de
propiedades mecánicas y del registro sónico dipolar.
Las Figuras 55 y 56 demuestran una correlación aceptable en la mayoría de los puntos
para la relación de Poisson y el módulo de Young, hallados a través del gráfico de
propiedades mecánicas del pozo y del registro sónico dipolar, ya que el margen de error
calculado fue de 5% y 2% respectivamente.
112
Figura 55. Relación de Poisson Figura 56. Módulo de Young.
Las Figuras 57 y 58 muestran la variación entre el módulo de corte y el módulo
volumétrico calculado a través del gráfico de propiedades mecánicas del pozo y del
registro sónico dipolar donde claramente se evidencia un comportamiento similar de las
curvas a lo largo de la profundidad pero poca correspondencia de puntos entre ellos.
M.de Young
3100
3150
3200
3250
3300
3350
3400
3450
3500
0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0[ x 106 psi]
Profu
ndida
d (pie
s)
Reg Sonico Dipolar M.de Young
Correlaciones M.de Young
R. de Poisson
3100
3150
3200
3250
3300
3350
3400
3450
3500
0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0adim
Profu
ndida
d (pie
s)
R. Poisson Reg Sonico Dipolar
R. de Poisson Correlaciones
113
Figura 57. Módulo de Corte Figura 58. Módulo Volumétrico
4.3.3.1.- Determinación de la ecuación sintética para el tiempo de tránsito de la
onda de corte ( TSMΔ ) Del registro sónico dipolar se halló una correlación aritmética entre los valores
obtenidos del tiempo de transito de la onda compresional, y los valores del tiempo de
transito de la onda de corte o cizallamiento, ver Figura 59, con la finalidad de poder
obtener la onda de corte en pozos donde sólo se tengan registros sónicos monopolares,
Mod de Corte
3100
3150
3200
3250
3300
3350
3400
3450
3500
0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0[ x 106 psi]
Profu
ndida
d (pie
s)
Mod de Corte Reg Sonico Dipolar
Mod de Corte Correlaciones
Mod. Volum
3100
3150
3200
3250
3300
3350
3400
3450
3500
0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0[ x 106 psi]
Profu
ndida
d (pie
s)
Mod. Volum Reg Sonico Dipolar
Mod. Volum Correlaciones
114
para así una vez determinados los tiempos de tránsitos, generar los módulos elásticos
dinámicos.
SINTETICO DE TSM ( seg/pie)
TSM = 2,4603* TCO -14,932R2=0,901
0,00
50,00
100,00
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
100,00 105,00 110,00 115,00 120,00 125,00 130,00 135,00
TCO ( seg/pie)
TSM
( se
g/pi
e)
Figura 59. Ecuación sintética para el tiempo de tránsito de la onda de corte ( TSMΔ )
Esta correlación lineal puede ser expresada de la siguiente manera:
932,14*4603,2 −Δ=Δ TCOTSM (21)
Donde, TCOΔ es la velocidad del tiempo de transito de la onda compresional y
TSMΔ es la velocidad del tiempo de transito de la onda de corte con las unidades
tradicionales usadas por las compañías de servicios (μsg/pie). El coeficiente de
correlación para los datos utilizados es de 0,901 por lo que el margen de error de los
datos generados a través de la ecuación se puede considerar despreciable.
115
4.3.4.- Módulos elásticos dinámicos a través del ensayo ultrasónico de corrida de ondas P Y S El cálculo de los módulos elásticos dinámicos a través de este ensayo de laboratorio
fueron computados por el sistema Autolab VERSIÓN 3.0 utilizado por Intevep a partir de
los valores correspondientes de las velocidades de las ondas P y S de cada muestra y
su respectiva densidad, el cual arrojó como resultados los mostrados en la tabla 16.
Tabla 16. Módulos elásticos dinámicos obtenidos a través del ensayo de corrida de ondas P y S.
Los valores de la relación de Poisson (ν), para rocas no consolidadas, varían entre
0,25 y 0.45 (adimensional). Para este ensayo, la relación de la deformación transversal
entre la deformación axial, a partir del computo de las velocidades de las ondas P y S,
dio un rango de 0,254 (valor mínimo en las muestras) a 0,299 (valor máximo de las
muestras). En la Tabla 17 y la Figura 60 se comparan éstos valores con los obtenidos
del gráfico de propiedades mecánicas y se evidencia una correlación excelente en la
mayoría de los puntos de medida.
Tabla 17. Relación de Poisson medido en laboratorio y tomado del registro sónico dipolar
MUESTRAS
RELACION DE POISSON
Med Lab
RELACION DE POISSON
Registro Sonico
(Nº) (pies) (pulgadas)25 v 3.516 0 0,254 0,38944 v 3519 0 0,269 0,38944 v 3519 0 0,268 0,38961 v 3748 6 0,29 0,37761 v 3748 6 0,299 0,377
PROFUNDIDAD
MIEMBRO MUESTRASPRESION DE
CONFINAMIENTOMODULO DE
YOUNGRELACION
DE POISSON
(Nº) (pies) (pulgadas) (psi) [ x 105 psi]LAGUNA 25 v 3.516 0 3.336 13.27 0.254LAGUNA 44 v 3519 0 1886 13,23 0,269LAGUNA 44 v 3519 0 3191 13.75 0.268LAG INF 61 v 3748 6 2030 13,95 0.290LAG INF 61 v 3748 6 3191 14.59 0.299
PROFUNDIDAD
116
0,000
0,100
0,200
0,300
0,400
0,500
0,600
25 v 44 v 44 v 61 v 61 vProf(pies)
X105
(lpc)
RELACION DE POISSON Med Lab
RELACION DE POISSON Registro Sonico
Figura 60. Relación de Poisson del ensayo de corrida de ondas y del gráfico de propiedades mecánicas con respecto a la profundidad.
El módulo de Young es directamente proporcional a la densidad del medio,
estableciéndose valores diferentes para cada una de ellas, teniendo un rango entre 1,9
– 3 MMLpc; comparándose con los valores obtenidos a través del registro de
propiedades mecánicas cuyos valores están dados desde 1.3 – 1,7 MMLpc, existiendo
una diferencia menor desde el 14% (mínimo valor) hasta el 40% (máxima valor) en los
valores del módulo de elasticidad calculados a partir de este registro en comparación a
los valores calculados en este ensayo de laboratorio.
Tabla 18. Módulo de Young medido en laboratorio y tomado del registro sonido dipolar
MUESTRASMODULO DE
YOUNG
MODULO DE YOUNG
REGISTRO
(Nº) (pies) (pulgadas) [ x 105 psi] [ x 105 psi]25 v 3.516 0 13.27 13,95244 v 3519 0 13,23 13,90844 v 3519 0 13.75 13,90861 v 3748 6 13,95 10,51661 v 3748 6 14.59 10,516
PROFUNDIDAD
117
0,002,004,006,008,00
10,0012,0014,0016,0018,0020,00
25 v 44 v 44 v 61 v 61 vProf(pies)
X105
(lpc)
MODULO DE YOUNG Med Lab
MODULO DE YOUNG Registro Sonico
Figura 61. Módulo de Young del ensayo de corrida de ondas y del gráfico de
propiedades mecánicas con respecto a la profundidad.
La Tabla 18 y la Figura 61 muestra los valores del módulo de Young, calculados a
partir del ensayo dinámico y la relación existente con los datos adquiridos por el
registro de propiedades mecánicas.
El módulo de deformación dinámica Ed es mayor que el determinado a partir de
ensayos de compresión uniaxial, ya que la rápida aplicación de esfuerzos de baja
magnitud hace que la roca se comporte puramente en la trayectoria elástica.
Los valores del módulo de Young dinámico se encuentran en el rango más frecuente
de variación que está dado para las areniscas y su variabilidad esta dependiendo de los
valores de las propiedades físicas de cada muestra como son la porosidad, estructura
mineral y rasgo importante la cementación, que en éstas muestras por ser no
consolidadas es muy bajo.
La relación de Poisson representa la deformación lateral de la roca sometida a un
esfuerzo longitudinal o compresivo. Para formaciones no consolidadas su rango varía
entre 0,25 a 0,45. Las rocas con mayor relación de Poisson transfieren mayor cantidad
del esfuerzo en la dirección horizontal.
118
El módulo de Young mide el grado de deformación de un material cuando éste es
sometido a esfuerzos perpendiculares, su valor para rocas está entre 0,5 y 12 MMLpc.
Un E bajo indica un material con alta deformidad.
El módulo de corte es una propiedad que mide la resistencia al corte de la roca
cuando ésta se somete a un campo de esfuerzos. Igualmente el módulo volumétrico a
la compresión hidrostática y su inverso se le conoce como de compresibilidad
volumétrica.
Otro parámetro estudiado es la resistencia a la compresión no confinada (UCS)
donde, Deere y Miller (1966) clasifican la resistencia de la roca en muy baja si su valor
oscila entre 0 y 4000 Lpc.
La Tabla 19 presenta los valores promedios de los módulos elásticos dinámicos
obtenidos por los diferentes métodos explicados anteriormente donde se puede
observar que los resultados están dentro de los rangos descritos por la literatura
desarrollada por Weijermars (1997)
Tabla 19. Promedios de módulos elásticos dinámicos del Yacimiento Lginf-07.
Yac LGINF-07 ?d Ed Gd Kd UCS Ang. F. a Biot Med Laboratorio 0,276 13,758 0,996
Correlación Literatura 0,391 12,528 0,034 0,165Registro Sonico Dipolar 0,384 12,560 0,078 0,134 614,428 24,116
4.4. Módulos elásticos estáticos a las rocas del Yacimiento Lginf-07 Estos ensayos consisten en cargar axialmente la muestra, aplicando una presión de
confinamiento ( 'σ 3) establecida y una presión de poros constante o igual a la
atmosférica. En la ejecución del ensayo se establecen dos períodos. El primero, en el
cual se le aplica carga axial y presión de confinamiento para que se establezca en la
muestra una condición hidrostática. El segundo, consiste en aplicar carga axial más allá
de la correspondiente a la falla del material, manteniendo constante la presión de
confinamiento y la presión de poros. Al igual que los ensayos uniaxiales, los triaxiales
son controlados por deformación radial durante la aplicación de la carga axial.
119
Con estos ensayos se obtienen los valores del módulo de Young, la razón de
Poisson y las deformaciones axial, radial y volumétrica todas en función del esfuerzo
desviador ( 'σ 1 - 'σ 3 ).
Este estudio se realizó para ambos miembros tomando como referencia las cuatro
( 4 ) muestras escogidas para la prueba de compresibilidad de la roca.
Los ensayos triaxiales se presentan en la Tabla 20, donde en forma general se
puede decir:
a.- Bajo el efecto del esfuerzo desviador, los valores de la deformación volumétrica
varían entre –1,6 y –2,2% ( el signo negativo indica el sentido).
b.- Bajo el mismo efecto, la deformación radial varía entre 5,8 y 6,4%.
c.- La deformación axial, varía entre 8,9 y 10,8 %, también bajo el efecto del esfuerzo
radial.
Estas deformaciones indican, que las muestras sufren mayor cambio en forma axial
(longitudinal) que en forma radial o volumétrica, lo que implica, que hay un efecto de
compactación longitudinal.
Los valores, tanto del módulo de Young, como de la relación de Poisson, fueron
tomados de la parte elástica de la curva (zona recta), ya que al cambiar su pendiente,
estamos hablando del límite elástico o de proporcionalidad de la misma.
Tabla 20. Resultado de los ensayos a compresión triaxial
MUESTRA s3 ' PRES. PORO s 1' - s 3'MODULO DE YOUNG ('E)
COEFICENTE DE POISSON (V)
MODULO DE CORTE (G)
MODULO VOLUMETRICO (K)
(Nº) (psi) (psi) (psi) [ x 10-5 psi] [ x 10-5 psi] [ x 10-5 psi]40 2300 1800 1185 0,43 0,122 0,071 0,23642 2800 1800 1643 0,18 0,121 0,08 0,08841 3300 1800 1504 0,24 0,121 0,11 0,12335 3800 1800 3592 0,23 0,122 0,094 0,127
120
4.5. Integración de los módulos elásticos estáticos y dinámicos a las rocas del Yacimiento LGINF-07
Una vez determinados los módulos elásticos dinámicos obtenidos de la aplicación de
las correlaciones a los datos disponibles del registro de densidad y sonico bipolar y los
módulos elásticos estáticos obtenidos de las pruebas de laboratorio se generaron
correlaciones entre ambos parámetros, de las cuales en la mayoría se calculó un
margen de error por debajo del 4% por lo que su cotejo se hace bastante aceptable.
4.5.1. Relación de Poisson estática ( νs ) Después de realizar la prueba de compresión uniaxial a las muestras mostradas en
la Tabla 21, se pudo inferir la relación de Poisson estática ya que ésta es la relación
entre la deformación lateral y la deformación axial que sufre la muestra después de ser
sometida a un esfuerzo axial y viene dado por la siguiente expresión:
(22)
Donde: ν: relación de Poisson estática εy: deformación lateral εx: deformación axial
Tabla 21. Deformaciones laterales y axiales. Relación de Poisson estática.
PROFUNDIDAD MUESTRA s3 ' PRES. PORO s 1' - s 3'
RELACIÓN DE POISSON Estatica
(pies) (pulgadas) (Nº) (psi) (psi) (psi)3519 0 40 2300 1800 1185 0,283519 40a 1485 1800 2000 0,233519 0 42 2800 1800 1643 0,183519 0 41 3300 1800 1504 0,123518 6 35 3800 1800 3592 0,183518 35a 5392 1800 2000 0,07
Como las muestras se realizaron a profundidades muy cercanas, se propone
relacionar el coeficiente de Poisson dinámico con presión de sobrecarga que a su vez
x
ys ε
εν −=
121
estará en función de la profundidad. Tomado del registro sónico dipolar. Y luego
generar una correlación (ver Figura 62) entre la relación de Poisson estático y dinámico.
La asunción es que el gradiente litoestático es igual a 1 lpc/pie, entonces, resulta:
y = 3,88E+13x-4,07E+00
R2 = 9,44E-01
0,0000
0,0500
0,1000
0,1500
0,2000
0,2500
2000 2500 3000 3500 4000
Profundidad (pie)
Rel
Poi
sson
Gradiente litoestatico es 1 lpc/pie, la PSC=prof*GradLitoes=lpc
Figura 62. Coeficiente de Poisson dinámico con presión de sobrecarga
Una vez que se obtenga la correlación, se calcula el coeficiente de Poisson dinámico
en función del estático estando las mismas a la presión de sobrecarga,
(23)
Tabla 22. Datos de relación de Poisson dinámico y estático
MUESTRA s3 ' PRES. PORO s 1' - s 3'
RELACIÓN DE POISSON dinamico
RELACIÓN DE POISSON Estatica
(pies) (pulgadas) (Nº) (psi) (psi) (psi)3519 0 40 2300 1800 1185 0,806 0,283519 0 42 2800 1800 1643 0,362 0,183519 0 41 3300 1800 1504 0,186 0,123518 6 35 3800 1800 3592 0,104 0,183518 35a 5392 1800 2000 0,025 0,07
PROFUNDIDAD
La figura 61 muestra la correlación generada para determinar la relación de Poisson
estático en función del dinámico.
07,413 *10*88,3 −= profυ
122
y = 0 ,24 6 5x + 0 ,0 88 3R 2 = 0 ,9 1 0 8
0 ,0 0
0 ,1 0
0 ,2 0
0 ,3 0
0 ,4 0
0 ,00 0 ,2 0 0 ,40 0 ,6 0 0 ,8 0 1 ,00
Re l Poiss on Dina m ic o
Rel
Poi
sson
Est
atic
a
Figura 63. Correlación para determinar la relación de Poisson estático en función del
dinámico
La ecuación (24) presenta la forma matemática de la relación de Poisson estático en
función del dinámico
(24)
Es importante destacar la notable diferencia en los valores de resistencia y módulos
elásticos observados, a pesar de que las muestras fueron tomadas en un intervalo de
apenas dos pies, lo cual es indicativo de la heterogeneidad de la formación.
Desafortunadamente, no se dispone de la descripción sedimentológica ni evaluación
petrofísica y petrográfica del núcleo LL-3548 lo cual permitiría explicar las causas
asociadas a esta marcada heterogeneidad en las propiedades mecánicas.
4.5.2. Módulo de Young estático ( Es ) Se generó una correlación para determinar el módulo de Young estático en función
del dinámico dando los siguientes resultados mostrados en la figura 62.
0883,0*2465,0 += DE υυ
123
y = 0,7548x + 0,0241R2 = 0,995
0,00
0,10
0,20
0,30
0,40
0,50
0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60
Modulo Y ooung ('E) DinamicoM
odul
o de
You
ng ('
E) e
stat
icou
n
Correlac ión Y ac LGINF07 Lineal (Correlac ión Y ac LGINF07)
Figura 64. Estimación del módulo de Young estático en función del módulo dinámico.
La correlación para estimar el módulo de Young estático en función del módulo
dinámico presenta un coeficiente de determinación de 0,995 obteniéndose un buen
ajuste, esta correlación sería la determinada para el Yacimiento Lginf-07:
(25)
La Tabla 23 muestra los datos del modulo de Young dinámico y estático de las
muestras estudiadas, adicionalmente se anexo un segundo módulo elástico estático
utilizando un trabajo de investigación desarrollado por Lacy (1996), a partir de datos
dinámicos de módulos de Young, 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.
Tabla 23. Módulo de Young estático y dinámico.
MUESTRA s 3' PRES. PORO s 1' - s 3'
MODULO DE YOUNG ('E) Dinamico
MODULO DE YOUNG ('E)
estatico
MODULO DE YOUNG ('E) estatico Lacy
SPE 38716
(Nº) (psi) (psi) (psi) [ x 10-5 psi] [ x 10-5 psi]40 2300 1800 1185 0,535 0,43 0,251042 2800 1800 1643 0,200 0,18 0,091941 3300 1800 1504 0,280 0,24 0,129135 3800 1800 3592 0,288 0,23 0,1330
0241,0*7548,0 += DE EE
124
Lacy (1996) determinó que el módulo de Young estático puede ser fácilmente
estimado a partir del módulo de Young dinámico a través de la siguiente correlación no
lineal, tal y como se muestra en la figura 65.
(26)
Figura 65. Correlación de Lacy del módulo de Young para arenas
La Tabla 24 muestra los resultados del modulo de Young dinámico y estático
representa el módulo de Young dinámico y Es representa el módulo de Young estático
expresados en MMLpc. La Figura 66 muestra la correlación generada para el
yacimiento y la correlación de Lacy.
Tabla 24. Módulo de Young estático
4533,0*0293,0 2 += DE EE
MUESTRA s 3' PRES. PORO s 1' - s 3'
MODULO DE YOUNG ('E) Dinamico
MODULO DE YOUNG ('E)
estatico
MODULO DE YOUNG ('E) estatico Lacy
SPE 38716
(pies) (pulgadas) (Nº) (psi) (psi) (psi) [ x 10-5 psi] [ x 10-5 psi]3516 0 40 2300 1800 1185 0,535 0,43 0,25103519 0 42 2800 1800 1643 0,200 0,18 0,09193619 0 41 3300 1800 1504 0,280 0,24 0,12913748 6 35 3800 1800 3592 0,288 0,23 0,1330
PROFUNDIDAD
125
y = 0,7548x + 0,0241R20,995 =
y = 0,0293x20,4533x + R21 =
0,00
0,10
0,20
0,30
0,40
0,50
0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60
MODULO DE YOUNG ('E) Dinamico
MO
DU
LO D
E YO
UN
G ('
E) e
sta
Correlación Yac LGINF07 Lacy (1996)
Lineal (Correlación Yac LGINF07) Polinómica (Lacy (1996))
Figura 66. Módulo de Young y correlaciones 4.5.3.- Módulo de corte estático ( GS ) 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 independientes y el resto
de ellas pueden calcularse en base a esas dos, sin embargo se tienen el modulo
elástico dinámico obtenido de la registro sonico dipolar. La Tabla 25 resume las
relaciones entre las diferentes constantes elásticas, donde la marcada en amarillo es la
utilizada en esta investigación.
Tabla 25. Relaciones entre las diferentes constantes elásticas. (Vásquez, 1991)
126
Después de tener el valor de dos módulos elásticos se pudo calcular el módulo de
corte ( G ), para ello fue utilizada la ecuación resaltada en la tabla anterior de la cual se
despejó , dando como resultado la ecuación 27, la Tabla 26 muestra el modulo de corte
calculado y el determinado en el laboratorio.
)1(2 ν+
=EG (27)
Donde:
=E Módulo de Young estático (obtenido de la correlación de Lacy) =υ Relación de Poisson estática
Tabla 26. Módulo de Corte estático.
MUESTRA s 3' PRES. PORO s 1' - s 3'MODULO DE YOUNG ('E)
COEFICENTE DE POISSON
(V)MODULO DE CORTE (G)
MODULO DE CORTE (G)Calc
(Nº) (psi) (psi) (psi) [ x 10-5 psi] [ x 10-5 psi] [ x 10-5 psi]40 2300 1800 1185 0,15 0,122 0,071 0,06742 2800 1800 1643 0,18 0,121 0,08 0,08041 3300 1800 1504 0,24 0,121 0,11 0,10735 3800 1800 3592 0,23 0,122 0,094 0,102
Se generó una correlación para determinar el módulo de corte estático en función del
dinámico dando los siguientes resultados mostrados en la Figura 67.
y = 0,0962Ln(x) + 0,3235R2 = 0,9409
0,000
0,020
0,040
0,060
0,080
0,100
0,120
0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12MODULO DE CORTE (G)Dinamico
MO
DU
LO D
E C
OR
TE (G
)Est
a
Figura 67. Módulo de corte estático y dinámico
127
(28) 4.5.4.- Módulo volumétrico estático ( KS ) El módulo volumétrico fue calculado utilizando la data de compresibilidad hidrostática
obtenida de la prueba de compresión de la roca realizada en el laboratorio ver Tabla 27.
Este es el inverso de la compresibilidad hidrostática y se halló utilizando la siguiente
ecuación:
(29) Donde Cb es la compresibilidad hidrostática (lpc-1).
Tabla 27. Módulo volumétrico estático
MUESTRA s 3' PRES. PORO s 1' - s 3'
MODULO VOLUMETRICO
(K) Estatico
(Nº) (psi) (psi) (psi)40 2300 1800 1185 0,23642 2800 1800 1643 0,18841 3300 1800 1504 0,12335 3800 1800 3592 0,127
Haciendo uso de las correlaciones generadas en este trabajo para determinar la
compresibilidad hidrostática, esta será evaluada en función de la presión de poros y la
presión de confinamiento efectivo, para determinar el modulo de compresibilidad
dinámico, la Tabla 28 muestra los datos experimentales y los calculados del modulo
volumétrico..
(30) (31)
Donde los coeficientes de la ecuación 31 son:
3235,0)(*0962,0 += DE GLnG
CbK 1
=
baCb −= σ)1^(
11 ^* aPpmba =
128
157185.121 =b
0009817.11 =m
4510218.11 =a
(32)
Donde los coeficientes de la ecuación 32 son:
1756105.02 =b
0001594.12 =m
220375.12 =a
Tabla 28. Módulo volumétrico dinámico
MUESTRA s 3' PRES. PORO s 1' - s 3'
MODULO VOLUMETRICO
(K) Estatico Cb lpc-1
MODULO VOLUMETRICO
Dinamico K=1/Cb
(Nº) (psi) (psi) (psi)40 2300 1800 1185 0,236 17,18 0,058242 2800 1800 1643 0,188 12,42 0,080541 3300 1800 1504 0,123 7,87 0,127135 3800 1800 3592 0,127 6,75 0,1481
Se generó una correlación para determinar el módulo volumétrico estático en función
del dinámico dando los siguientes resultados mostrados en la Figura 68.
y = 0,0086x-1,3297
R2 = 0,9645
0,00
0,020,04
0,060,08
0,10
0,120,14
0,16
0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25MODULO VOLUMETRICO Dinamico K=1/Cb
MO
DU
LO V
OLU
MET
RIC
OEs
tatic
o
Figura 68. Módulo volumétrico estático y dinámico
(33) 4.5.5.- Coeficiente poroelástico de Biot estático (αs)
)2^(22 ^* aPpmbb =
3297,1*0086,0 −= DE KK
129
La compresibilidad total de la roca, Cb y el coeficiente de Biot, α, se determinaron a
partir de la ejecución de ensayos hidrostáticos en cuatro muestras tomadas a las
profundidades de 3520’ para el Miembro Laguna y cuatro muestras para el Miembro
Lagunillas Inferior. Dichos ensayos, fueron realizados a diferentes presiones de
confinamiento efectivas (Pc), de donde se derivaron las curvas de Cb en función de los
esfuerzos efectivos de confinamiento y presión de poros. Los valores de coeficiente de
Biot, teóricamente tienen un máximo de 1 y un mínimo de cero. Los materiales
metálicos suelen presentar valores muy cercanos a cero, mientras que las rocas,
dependiendo de su grado de consolidación, reportan valores que se acercan a uno.
Mientras más próximo a la unidad sea el valor del coeficiente de Biot de una roca, más
tenderá ésta a desmoronarse, es decir, existirá menos adherencia entre sus granos y
por ende será inestable. Para el caso de las muestras de roca proveniente del núcleo
LL-3548, tal y como lo evidencian los valores de Coeficiente de Biot reflejados en las
tablas 29 y 30 Miembro Laguna y Lagunillas Inferior que conforman el yacimiento
Lagunillas inferior 07 respectivamente, estas son propios de rocas poco consolidadas y
friables.
Tabla 29. Compresibilidad Total y coeficiente de Biot, Miembro Laguna, Pozo LL-3548
MUESTRA PROFUNDIDAD P. POROS σ'Cb, x 10-5
ε Vol. α (Nº) (pies) (psi) (psi) (psi-1) (%)
3520 1800 1500 7,87 17,40 0,9983520 1800 2000 6,75 21,03 0,997
45v 3520 1800 2500 5,65 24,38 0,9973520 1800 3000 4,29 28,06 0,993520 1800 4000 3,89 34,28 0,986
46v 3520 1300 1000 6,41 7,41 0,9973520 1300 2000 5,59 13,31 0,9973520 1300 2500 5,46 16,58 0,9973520 1300 3000 5,21 20,16 0,9973520 1300 4000 4,71 27,01 0,996
48v 3520 800 1500 7,1 10,87 0,9973520 800 2000 6,16 13,89 0,9973520 800 2500 5,93 17,56 0,9973520 800 3000 5,69 21,91 0,9973520 800 4000 5,23 30,60 0,9973520 800 5000 4,76 37,26 0,996
49v 3520 300 500 8,21 3,52 0,9983520 300 1000 5,56 7,04 0,9973520 300 1500 4,85 9,06 0,9963520 300 2000 4,27 12,09 0,9963520 300 2500 4,25 14,76 0,9973520 300 3000 4,23 17,80 0,997
La Figura 69 muestra la correlación para estimar el coeficiente de Biot en función de
la compresibilidad.
130
Coeficiente de Biot Versus Compresibilidad Miembro Laguna
y = -0,0005x4 + 0,0118x3 - 0,1114x2 + 0,4585x + 0,299R2 = 0,6569
0,96
0,965
0,97
0,975
0,98
0,985
0,99
0,995
1
0 2 4 6 8 10Cb(lpc-1)
Coef
Bio
t
Figura 69. Coeficiente de Biot versus compresibilidad total Miembro Laguna
299,0*4585,0*1114,0*0118,0*0005,0 234 ++−+−= CbCbCbCbα (34)
Para el cálculo de la Cb hacemos uso de la correlación generada para el miembro
Laguna.
(35)
(36)
Donde:
157185.121 =b
0009817.11 =m
4510218.11 =a
(37)
1756105.02 =b
220375.12 =a
0001594.12 =m
baCb −= σ)1^(
11 ^* aPpmba =
)2^(22 ^* aPpmbb =
131
Miembro Lagunillas Inferior
Tabla 30. Promedio de los módulos elásticos dinámicos y estáticos para el miembro
Lagunillas Inferior MIEMBRO MUESTRA PROFUNDIDAD P. POROS s ' e Vol. a
(Nº) (pies) (psi) (psi)LAG INF 68v 3660 1800 500 2,53 0,998
1800 2000 12,32 0,9971800 4000 21,97 0,994
LAG INF 70v 3660 800 1000 8,11 0,998800 1500 11,44 0,998800 2000 14,29 0,998800 3000 19,43 0,997800 4000 24,13 0,996800 5000 28,32 0,996
LAG INF 69v 3660 300 500 3,76 0,998300 1000 8,34 0,998300 2500 17,87 0,997300 4000 25,04 0,996300 5000 29,01 0,992
La Figura 70 muestra la correlación para estimar el coeficiente de Biot en función de
la compresibilidad para el Miembro Lagunillas Inferior.
Coeficiente de Biot Versus CompresibilidadMiembro Laguna
y = -1E-05x4 + 0,0004x3 - 0,0044x2 + 0,02x + 0,9641R2 = 0,957
0,98
0,985
0,99
0,995
1
0 2 4 6 8 10 12Cb(lpc-1)
Coef
de
biot
Figura 70. Coeficiente de Biot versus compresibilidad total Miembro Lagunillas
Inferior
132
Se generó una Correlación para evaluar el coeficiente de Biot en función de la
Compresibilidad total
(38)
El coeficiente de Biot, (α) puede ser calculado utilizando la siguiente relación:
(39)
El coeficiente de Biot, (α) promedio para el Yacimiento LGINF-07, se muestra en la
Tabla 31.
Tabla 31. Coeficiente de Biot promedio Yac LGINF-07
MIEMBROS a LAGUNA 0,9961
LGINF 0,9966Yac. LGINF-07 0,9964
4.6. Cálculo de la compactación para el Yacimiento Lagunillas Inferior -07
El modelo básico para estudiar la compactación que ocurre en el yacimiento, es el
de deformación por compactación uniaxial. La prueba de compresibilidad de la roca en
el laboratorio se realizó simulando una presión efectiva de sobrecarga de 2500 Lpc en
la que el fluido poroso fue retirado causando una caída de presión de poros en el tapón.
Para el estudio de dicho fenómeno se calculó nuevamente el coeficiente de
compactación uniaxial (Cm) a los 5 (cinco) muestras escogidos, donde 2 (dos) de ellas
presentaron incongruencia. Y tres de ellas se utilizaron para generar la correlación de
la compresibilidad de la roca en función de la presión efectiva. Ver Figura 71.
9641,0*02,0*0044,0*0004,0*10*1 2345 ++−+−= − CbCbCbCbα
CbCs
−= 1α
133
Compresibilidad de la roca
05
10152025303540
0 500 1000 1500 2000 2500 3000Confinamiento efectivo (lpc)
Cm
x10
-5(lp
c-1)
3 v28 v29 v
Figura 71. Compresibilidad de la Roca
Se generó una correlación para representar la compresibilidad de la roca en función
de la presión de confinamiento efectiva ver la Figura 72.
Compresibilidad de la roca
0
10
20
30
40
50
0 10 20 30 40 50Cm calc x10-5(lpc-1)
Cm
x10
-5(lp
c-1)
3 v28 v29 v
Figura 72. Correlación compresibilidad de la roca en función de la presión de
confinamiento efectiva
4321 *4*3*2*10 mmmm aaaaaCs σσσσ ++++= (40)
134
Los coeficientes de la ecuación 40 son:
9753,10 =a 1801,01 −=a
00189,02 =a 6031,03 =a
3259,04 −=a 9126,01 =m 2475,12 =m 9069,03 =m 9391,04 =m
La Tabla 32 muestra los ensayos de agotamiento para el yacimiento Lagunillas
Inferior 07.
Tabla 32. Ensayo de agotamiento
La compactación ocurre en los yacimientos de arenas no consolidadas, ya que estos
generalmente son poco profundos como es del caso de esta investigación. El
Yacimiento Lagunillas Inferior -07 alcanza una profundidad de 3700 pies (DATUM) y
MUESTRA CONFINAMIENTO EFECTIVO COMPRESIBILIDAD TOTAL DEFORMACION VOLUMETRICA COEFICIENTE DE BIOT
(psi) (psi-1) e Vol. (a)
3 v 1500 0,000110 0,011 1,0012000 0,000620 0,203 0,9972500 0,000690 0,596 0,997
28 v 1000 0,000150 0,589 0,9971500 0,000190 3,971 0,9952000 0,000240 8,801 0,9972500 0,000290 12,492 0,999
29 v 500 0,000120 3,221 0,9981000 0,000230 6,669 0,9941500 0,000190 9,506 0,9962000 0,000280 11,909 0,999
56 v 1000 0,000023 0,007 1,0081500 0,000021 2,540 0,9912000 0,000011 5,264 0,9832500 0,000013 7,686 0,9863000 0,000027 9,159 0,993
58 v 1500 0,000094 0,013 1,0022000 0,000028 0,401 0,9902500 0,000015 1,616 0,9873000 0,000026 2,900 0,993
135
por ello son considerados someros. En este tipo de yacimiento al comenzar a disminuir
la presión de los fluidos que se encuentran alojados en los poros de las rocas, como
consecuencia de la explotación y producción petrolífera, se introduce la posibilidad de
ocurrencia de este fenómeno, cuya propagación a lo largo de los estratos superiores
genera la también conocida subsidencia de la superficie del terreno. Lo anterior indica
que aunque la compactación es un mecanismo de producción beneficioso, puede
causar efectos no deseados en la superficie, de alto impacto económico. El grado de
compactación de un yacimiento, por supuesto, dependerá primero de las propiedades
mecánicas de la roca y de la caída de presión. El alcance de la compactación para la
subsidencia en la superficie, dependerá de las rocas suprayacentes y de factores
geométricos tales como las dimensiones del yacimiento comparadas con la profundidad.
Se han realizado estudios para evaluar los efectos de la subsidencia en el Campo
Lagunillas Lago, (Ver figura 73), la cual es un fenómeno de hundimiento de superficie
del suelo por la extracción de hidrocarburos, que conlleva a problemas geotécnicos,
estructurales y logísticos. Para esto se llevo un control fotográfico del hundimiento a
través del tiempo, por medio de nivelación geodésica, Sistema de posicionamiento
Global (GPS) y líneas de extensometria, adicionalmente se comparo los volúmenes de
subsidencia con respecto a los volúmenes de producción de petróleo por bloques o
aguas. Documento técnico INT-5853,1998.
Figura 73. Subsidencia área Lagunillas Lago. ( Pdvsa-Intevep INT-5853,1998)
136
Para el efecto de agotamiento, las deformaciones volumétricas alcanzan su máximo
valor cuando la presión efectiva es 1200 lpc, estas deformaciones volumétricas están
alrededor del 12,5% para el Miembro Laguna y del 9,2% para el Miembro Lagunillas
Inferior. Ver Figura 74.
Figura 74. Deformaciones volumétricas de los miembros Laguna y Lagunillas Inferior
Se generó la siguiente correlación para evaluar la deformación volumétrica en
función de la compresibilidad total, dando un buen ajuste la correlación
La figura 75 compara los valores de vε calculado por la correlación con el vε
medidos en el laboratorio, para las muestras 48v y 46v. El coeficiente de determinación
(R2=0.999).
0
5
10
15
20
25
30
35
40
4 5 6 7 8 9 10 11
Cb, x 10-5 lpc-1
e V
ol
48v e Vol.
e Vol. calc
0
5
10
15
20
25
30
4 5 6 7 8 9
Cb, x 10-5 lpc- 1
e V
ol
46v e Vol.
e Vol. calc
Figura 75. Deformación volumétrica muestras 46v y 48v
(41)
Donde:
(42)
(43)
Donde:
Deformación VolumétricaMiembro Laguna
0
2
4
6
8
10
12
140 500 1000 1500 2000 2500 3000
s ' (lpc)
e V
ol.
28 v
Deformación VolumétricaMiembro Lagunillas Inferior
0
2
4
6
8
10
12
140 500 1000 1500 2000 2500
s ' (lpc)
e V
ol.
29 v
bCba
=Vol ε
21 *2*10 mm Ppaaaa ++= σ43 *2*10 mm Ppbbbb ++= σ
137
=σ esfuerzo efectivo (lpc)
=Pp presión de poros (lpc)
Los coeficientes de la correlación son:
1435,50 =a 72411,11 =a 4976,62 =a 1688,01 =m
1269,12 −=m 81355,00 −=b
6454,121 =b 5235,32 −=b 1380,03 −=m
0087,04 =m
4.7. Estudio de la presión de poros, magnitud de los esfuerzos principales para el Yacimiento Lagunillas Inferior -07
Este estudio se realizó tomando como referencia las profundidades de las muestras
escogidas para los ensayos de laboratorio y el estudio de los registros acústicos. A
continuación se describe en detalle y con resultados, el procedimiento seguido para
estimar la presión de poro (Pp) y la magnitud de los esfuerzos principales como lo son
el esfuerzo vertical o de sobrecarga (σv) y los esfuerzos horizontal mínimo o de fractura
(σh) y horizontal máximo (σH), mediante el uso de una serie de ecuaciones manejadas
tomando en cuenta datos del registro (tal como la relación de Poisson y valores de
densidad) y el análisis de zona de presiones.
138
4.7.1.- Estudio de la presión de poros.
Comportamiento de Presión Lginf-07:
Por efectos del drenaje al cual ha estado sometido el Yacimiento Lginf-07, la presión
ha disminuido rápidamente, sin embargo,
Desde el año 1984, el Yacimiento Lginf-07 ha estado sometido a un proyecto de
recuperación secundaria de inyección de agua por flancos, el cual ha sido altamente
efectivo. Sin embargo, desde el momento de la implantación del proyecto, ha sido
posible represurizar aquellas parcelas ubicadas en las vecindades de la línea de
inyectores. Considerando el carácter determinante de la sedimentación en la
distribución de los fluidos en el yacimiento, es posible identificar tres zonas con distintos
niveles de presión, siendo la zona central del yacimiento la que posee los menores
valores, debido a la alta extracción de crudo a la que han sido sometidas las parcelas
ubicadas en esta área. Por otra parte, El área donde se ubica el pozo LL-3808 ubicada
en la parcela V38.18 (Franja del Kilómetro), dicha zona se caracteriza por la inactividad
de producción debido a la existencia de pozos muy viejos que se han deteriorado
físicamente y han sido abandonados o recompletados en el yacimiento Bach-01, esta
situación trae como consecuencia que no exista suficientes medidas de presión, sin
embargo, con la perforación del pozo LL-3808 en diciembre de 2005 permitió estimar
con alto grado de certeza el nivel de presión existente hoy día en la zona, arrojando una
presión de 950 lpc a 3700 pies.
Presión de Poros La presión de poros es una variable de importancia, por lo cual debe ser considerada
con valores lo más confiables posible, ya que el análisis de estabilidad/falla es sensible
a este parámetro. La presión de poro no es más que la presión a la cual se encuentra
confinado el fluido en el espacio poroso de la formación. Esta puede ser calculada a
partir de: medición in situ (DST, RFT, MDT ó Información RDT), información de la
perforación (peso del lodo), Registros (Registro Sónico) y Sísmica (análisis de velocidad
139
de intervalo). Para éste estudio se tomaron presiones medidas del registro de
presiones MDT del pozo LL-3808. para estudiar el área de la Franja del Kilómetro. (Ver
Tabla 33).
Tabla 33. Presiones medidas para el Pozo LL-3808
La Figura 76 muestra el comportamiento de presión para el Yacimiento Bachaquero-
01 y Lagunillas Inferior –07.
Figura 76. Comportamiento de presión para el yacimiento Bachaquero-01 y Lagunillas Inferior -07
POZO: LL 3808 REALIZADO POR: YACIM IENTBACH-01 /LGINF07 FECHA DE REGISTRO: 07/12/2005PARCELA: P-16 EF: LL-16 MGL:
Test File Depth TVD Drawdown Last readFormationTest Typeft ft Mobility Before After build-up Pressure
MD/CP psia psia psia psia2 58 2380,0 2380,0 167,9 1193,0 1192,0 987,1 987,1 Volumetric Pretest3 59 2521,0 2521,0 127,9 1264,0 1262,0 861,2 861,2 Draw-Down Prestest4 60 2536,0 2536,0 116,4 1271,0 1269,0 866,9 866,9 Draw-Down Prestest5 61 2580,0 2580,0 115,1 1293,0 1292,0 874,4 874,4 Draw-Down Prestest6 62 2620,1 2620,1 555,2 1313,0 1311,0 888,6 888,6 Draw-Down Prestest7 63 2640,0 2640,0 760,8 1322,0 1321,0 894,9 894,9 Draw-Down Prestest8 64 2665,1 2665,1 933,6 1335,0 1334,0 904,3 904,3 Draw-Down Prestest9 65 2714,0 2714,0 65,8 1360,0 1359,0 923,0 923,0 Draw-Down Prestest
10 66 2771,0 2771,0 147,7 1389,0 1387,0 940,7 940,7 Draw-Down Prestest12 68 2876,0 2876,0 4,9 1441,0 1439,0 1029,6 1029,6 Draw-Down Prestest13 69 2860,0 2860,0 313,0 1432,0 1432,0 1016,7 1016,7 Draw-Down Prestest14 71 2934,0 2934,0 560,6 1469,0 1469,0 1099,6 1099,6 Draw-Down Prestest15 72 3035,9 3035,9 51,0 1521,0 1519,0 1145,2 1145,2 Draw-Down Prestest16 73 3082,0 3082,0 877,5 1544,0 1543,0 1157,2 1157,2 Draw-Down Prestest17 74 3327,0 3327,0 30,0 1668,0 1666,0 571,1 571,1 Draw-Down Prestest18 75 3410,0 3410,0 115,4 1709,0 1708,0 847,1 847,1 Draw-Down Prestest19 76 3389,0 3389,0 1698,0 1698,0 Lost Seal20 77 3393,1 3393,1 903,4 1700,0 1699,0 841,6 841,6 Draw-Down Prestest21 78 3415,0 3415,0 92,6 1711,0 1710,0 848,5 848,5 Draw-Down Prestest22 79 3433,0 3433,0 585,0 1720,0 1720,0 855,3 855,3 Draw-Down Prestest23 80 3450,0 3450,0 512,0 1729,0 1728,0 862,8 862,8 Draw-Down Prestest24 81 3474,0 3474,0 195,1 1741,0 1740,0 876,4 876,4 Draw-Down Prestest
Mud Pressure
2. TABLA DE DATOS
2 4 92
2 5 69
2 6 71
2 7 71 ,5
2 8 36
2 8 85 ,5
2 9 85
3 0 44 ,5
3 1 09
3 2 213 2 60 ,53 2 99
3 3 99 ,5
AP
H H
G G
FF
EE
D D
BB
AA
LAG A
LAG BL AG CLL A
LL B
y = 1 ,0 30 3x + 18 07 ,7R 2 = 0 ,9 8 85
y = 2 ,4 73 7x + 21 2,15R 2 = 0 ,9 8 78
y = 3 ,0 92 2x - 1 34 ,3R 2 = 0 ,99 17
2 40 0
2 60 0
2 80 0
3 00 0
3 20 0
3 40 0
0 2 00 40 0 6 00 80 0 1 00 0 12 0 0 1 4 00
P (lp c) M D T LL 38 08
Prof
(pie
s)
PR ES FO RM BA CH 0 1 PRES FOR M L GIN F0 7 L in e a l (Se r ie 11 )
140
La presión de yacimiento se determina con la siguiente formula: (44)
El gradiente de presión medido para el intervalo estudiado, es de 0,43 Lpc/pie. Al
comparar este gradiente con los del agua dulce (0,433 Lpc/pie) y del agua salada
(0,465 Lpc/pie) se puede observar que este valor es igual al gradiente del agua , por lo
tanto sé esta en presencia de una zona de presiones normales.
Sin embargo, la toma de los puntos de presión mediante el probador de formación se
realizó solo en el lente LLB objetivo, ya que los otros lentes no presentaron desarrollo
de arenas prospectivas, en la figura anterior se observa que existen zonas de presiones
mayores en el Yacimiento Bachaquero-01 infra yacente al Yacimiento Lagunillas
Inferior -07.
La siguiente Tabla 34 presenta los registros de presiones MDT LL3808 Yacimiento
LGINF-07.
Tabla 34. Presiones yacimiento LGINF-07 MDT LL-3808
MIEMBRO PROFUNDIDAD PRESIÓN (LPC) GRADIENTE
Prof al datum (pies)
Presión al Datum(lpc)
Presión Ajustada(lpc)
Gradt.Ajustado(lpc/pie)
Lente
LGINF 3410,04 847,07 3700 957 847,0 0,433 LLBLGINF 3393,05 841,64 0,32 3700 958 839,6 0,433 LLBLGINF 3414,99 848,46 0,31 3700 957 849,1 0,433 LLBLGINF 3433,04 855,34 0,38 3700 957 856,9 0,433 LLBLGINF 3449,99 862,78 0,44 3700 958 864,3 0,433 LLBLGINF 3474,03 876,35 0,56 3700 962 874,7 0,252 LLB La Figura 77 muestra el comportamiento de la presión de poros calculada reportada
por el registro DSI, la presión de yacimiento determinada por el registro MDT del pozo
LL-3808
))(Pr(*_)(@ XofprofDatumyacgradPdatumXprofPyac −−=
141
3300
3320
3340
3360
3380
3400
3420
3440
3460
3480
750 800 850 900Presión (lpc)
prof
(pie
s)
Pres PoroRegistro DSI LL-3808MDT LL3808
Figura 77. Comportamiento de la presión de poros calculada reportada por el registro
DSI
La relación parámetro normal / parámetro observado y la presión de formación
dependen de los cambios en el gradiente de sobrecarga. Ecuación modificada de Eaton
1975:
La Figura 78 muestra el comportamiento de la presión de poros determinada por la
correlación de EATON, la presión de yacimiento determinada por el registro MDT y la
reportada por el registro DSI.
142
3 1 0 0
3 1 5 0
3 2 0 0
3 2 5 0
3 3 0 0
3 3 5 0
0 5 0 0 1 0 0 0 1 5 0 0 2 0 0 0
P r e s ió n ( lp c )
Prof
undi
dad
(pie
s)
P p o r o m e t E A T O N
P p r e g is t r o D S I
P y a c M D T
Figura 78. Comportamiento de la presión de poros con profundidad
La estimación de la presión de poros por el método de EATON se determinaron por
la siguiente ecuación:
⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛ΔΔ
−−=3
)(Observado
normalnVv tCO
tCOpPp σσ
(45)
Donde:
=Pp presión de poros (lpc)
=vσ esfuerzo vertical o presión de sobrecarga (lpc)
=Pn presión normal de formación (lpc)
=ΔtCO Tiempo de transito normal y observado (mseg/pie)
4.7.2.- Estudio del esfuerzo vertical o de sobrecarga (σv)
El esfuerzo de sobrecarga es la presión ejercida sobre una formación a una
profundidad dada, debido al peso total de la roca y de los fluidos por encima de esta
profundidad. Este parámetro puede ser calculado a través de registros de densidad ó
registro de velocidad de onda. El esfuerzo gravitacional en un punto en la tierra es
causado por el peso de la columna de la roca suprayacente a dicho punto ó zona
143
objetivo. Los componentes verticales del esfuerzo de sobrecarga ó vertical a una
profundidad, Z, son calculados integrando el peso por encima del punto Z usando la
siguiente ecuación:
(46)
Donde,
Sv: esfuerzo Vertical/ Sobrecarga.
ρ(z): densidad de formación en función de la profundidad.
g: aceleración Gravitacional.
z: profundidad.
La densidad total del suelo varía en forma continua con la profundidad, por lo que el
esfuerzo vertical se calculó a través del promedio de los valores obtenidos del registro
de densidad del pozo multiplicado por el espesor de las capas.
(47)
Donde C es una constante cuyo valor es de 0,433 gr/cc.
Para determinar el esfuerzo normal se utilizó la información del registro de densidad
del pozo LL.-3808, LL-3569, LL-3754, LL-3755 Y LL-3689, la cual permitió generar una
correlación en función de la profundidad.
Se generó una correlación sintética para evaluar la densidad a diferente
profundidades para los miembros Laguna y Lagunillas Inferior, luego el gradiente
litoestático o sobrecarga es la densidad por la constante C.
036,2Pr*10*3610,6 5 += − ofρ (48)
dzzgS zv )(0 ρ∫=
∑ Δ= zC bv ρσ
144
(49)
Donde:
)/( 3cmgrdensidad=ρ
)(Pr piesdprofundidaof =
)/( pìelpccolitoestátigradienteGL =
)(lpcverticalEsfuerzov =σ
Luego el esfuerzo vertical o presión de sobrecarga es la multiplicación del gradiente
litoestático por la profundidad evaluada a cualquier punto.
La Figura 79 muestra los pozos que permitieron calibrar la correlación para
determinar la densidad.
profGLv *=σ (50)
Figura 79. Registros de densidad utilizados para generar el sintético
Tope LGINF07
Ba se LGINF07
1500,000
2000,000
2500,000
3000,000
3500,000
4000,000
4500,000
0,75 1,00 1,25Gra d Sobreca rga lpc/pie
Prof
(pie
s)
LL-3569
LL-3754
LL-3755
LL-3689
LL-3808
433,0*ρ=GL
145
Para evaluar los gradientes de sobrecarga se utilizo la herramienta Crystal Ball, el
cual es una herramienta de estadística que permite ubicar la variable estudiada en un
rango de mayor probabilidad o ocurrencia. Ver Tabla 35 y Figura 80.
Tabla 35. Gradiente de sobre carga promedio Yac LGINF-07
Figura 80. Valor más probable del gradiente de sobrecarga Yac. Lginf-07
La figura 81 muestra el comportamiento de la Presión de yacimiento, Presión de
granos y presión de sobrecarga.
miembro bach miembro laguna miembro lagunillas infMIN 0,90 0,91 0,95MAS PROB 0,96 0,98 0,99MAX 1,08 1,10 1,01
PROMEDIO 0,96 0,98 0,990,96 0,98 0,99
GRADIENTE DE SOBRECARGA LPC/PIE PARA CADA MIEMBRO
Frequency Chart
Certainty is 90,00% from 0,94 to 1,02
Mean = 0,98,000 ,007 ,015 ,022 ,029
0 287,5 575 862,5 1150
0,90 0,94 0,98 1,01 1,05
39.628 Trials Forecast: MIEMBRO LAGUNA
Frequency Chart
Certainty is 90,00% from 0,97 to 1,01
Mean = 0,99,000 ,007 ,014 ,021 ,028
0 278,7 557,5 836,2 1115
0,95 0,97 0,99 1,01 1,03
39.553 Trials Forecast: MIEMBRO LAGUNILLAS INFERIOR
146C o m p o r ta m ie n to d e P re s ió n
P ya c
3 1 0 0T O P E L G IN F
P g ra n oP s o b re c a rg a
0
5 0 0
1 0 0 0
1 5 0 0
2 0 0 0
2 5 0 0
3 0 0 0
3 5 0 0
4 0 0 0
0 1 0 0 0 2 0 0 0 3 0 0 0 4 0 0 0
P ( lp c )
Pro
f (pi
es)
P ya c . L g in f0 7 P re s G ra n o P S C
Figura 81. Comportamiento de presión
4.7.3.- Estudio del esfuerzo horizontal mínimo (σh) o presión de fractura.
Cuando la perforación se realiza cerca de estructuras geológicas o en áreas
tectónicas, los esfuerzos horizontales difieren y son descritos como una componente de
esfuerzo horizontal mínimo (σh) y una componente de esfuerzo horizontal máximo (σH).
Existen muchas maneras de calcular la magnitud del esfuerzo horizontal mínimo:
métodos basados en registros, pérdidas de circulación, mediciones in situ (como
Pruebas LOT (Leak-Off Test), Extended Leak-Off Test (ELOT), Minifrac, Microfrac,
Wireline frac, etc.), y métodos basados en núcleo (Anelastic strain recovery, Análisis
diferencial de esfuerzo, ó efectos Káiser).
Sin embargo las mediciones más confiables del esfuerzo horizontal mínimo son
aquellas calculadas mediante data de análisis de Minifrac y/ó Extended Leak-Off Test
(XLOT). Cuando se realizan adecuadamente, éstas pruebas miden la presión de fluido
requerida para crear y propagar fracturas inducidas hidráulicamente, también como la
presión de cierre de fractura (FCP), bajo la cual éstas fracturas creadas recientemente
se cierren. El FCP es medido a través de monitoreo de difusión de presión como
función del tiempo de duración del pozo en el período de presión de cierre (Shut in), el
cual es de 20 minutos. El FCP contrarresta ó neutraliza el esfuerzo en la roca
147
perpendicular a la fractura plana; por lo tanto, esta presión es considerada igual ó
menor que, a la magnitud del esfuerzo horizontal mínimo. La presión de cierre
instantánea ó presión inicial de cierre (ISIP) es por definición la presión de fractura
hidráulica inmediatamente después del shut in. Esta presión puede variar de varios Lpc
a cientos de Lpc por encima de la presión de cierre dependiendo del tratamiento y de la
roca.
La evaluación del gradiente de presión de fractura asume que la presión mínima
requerida en el hoyo para propagar una fractura existente es la presión necesaria para
vencer el esfuerzo total o principal menor. La deformación y fractura de una roca esta
controlada por el esfuerzo efectivo , teóricamente definido como la diferencia entre el
esfuerzo de sobrecarga (σv) y la presión de poro (Pp).
La estimación de la presión de fractura en el diseño de la profundidad de
asentamiento de tuberías de revestimiento está basada en correlaciones empíricas.
Las más comúnmente usadas son:
Hubbert y Willis
Mathews y Kelly
Pennebaker
Eaton
Christman
MacPherson y Berry
Debido a que no se hicieron pruebas de inyectividad en el pozo LL-3808 ni en algún
otro pozo vecino, para definir la presión de fractura se utilizó la correlación de EATON
(1969) ya que esta es ideal para arenas no consolidadas, la cual se basa en la hipótesis
que la presión mínima requerida en el hoyo para propagar una fractura existente es la
presión necesaria para vencer el esfuerzo principal mínimo.
PpPf h += minσ (51)
=Pf presión de fractura (lpc)
148
=minhσ esfuerzo horizontal mínimo (lpc)
=Pp presión de poros (lpc)
La correlación de Eaton incorpora la variable del gradiente de presión de sobrecarga
y asume que la relación entre el esfuerzo horizontal y el esfuerzo vertical de la matriz es:
PpPph v +−⎟⎠⎞
⎜⎝⎛
−= )(*
1σ
υυσ
(52)
Donde.:
=Pp presión de poros (lpc) =υ relación de Poisson
=vσ esfuerzo vertical o presión de sobrecarga (lpc)
Los datos fueron generados por correlación y utilizando información del registro DSI,
para el yacimiento LGINF-07, dado que no se dispone datos de laboratorio para el
esfuerzo horizontal mínimo. Figura 82 muestra el Esfuerzo horizontal mínimo estimado
en el Registro DSI y por el método de EATON.
3 1 0 0
3 1 5 0
3 2 0 0
3 2 5 0
3 3 0 0
3 3 5 0
1 5 0 0 1 7 0 0 1 9 0 0 2 1 0 0 2 3 0 0 2 5 0 0 2 7 0 0 2 9 0 0
E s f u e r z o m i n i m o h o r i z o n t a l ( l p c )
Prof
undi
dad
(pie
s)
P p o r o m e t E A T O N
R e g is t r o D S I
Figura 82. Esfuerzo horizontal mínimo
149
4.7.4.- Estudio del esfuerzo horizontal máximo (σh) La magnitud de este esfuerzo es difícil de calcular, ya que no existe ningún método
para su determinación de manera directa. Este valor puede ser estimado usando
observaciones de falla en el pozo y con la ayuda de modelos de comportamiento de la
roca. Para esto, es necesario el conocimiento de las propiedades mecánicas de la roca,
de la sobrecarga, del esfuerzo horizontal mínimo, de la presión de poro, y de
información de la geometría del hoyo. Sin embargo para el cálculo del esfuerzo
horizontal máximo se adiciona la contribución del esfuerzo tectónico al esfuerzo
horizontal mínimo. El esfuerzo tectónico puede incrementar la magnitud del esfuerzo
horizontal mínimo en un 10, 20 y 30% por lo que éste se multiplica por un factor práctico
de 1,1; 1,2 y 1,3 y así se obtendría la magnitud del esfuerzo horizontal máximo.
(53)
Donde:
σh : esfuerzo horizontal mínimo, Lpc
σtect : esfuerzo tectónico, Lpc
El factor del esfuerzo tectónico que ajustó con los datos de registro es de 1,1, la
Figura 83 muestra el comportamiento del esfuerzo máximo horizontal generado por
correlación y estimada en el registro DSI..
3 1 0 0
3 1 5 0
3 2 0 0
3 2 5 0
3 3 0 0
3 3 5 0
1 5 0 0 2 0 0 0 2 5 0 0 3 0 0 0 3 5 0 0
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Prof
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C o r r e la c ió n
R e g is t r o D S I
Figura 83. Esfuerzo horizontal máximo
tecthH σσσ +=
150
En la Figura 84 se observan los parámetros de presión de poros y magnitud de
esfuerzos calculados tomando en cuenta las propiedades mecánicas de las rocas,
obtenidos del pozo LL-3548. A través de la presión de poros que aumenta en forma
lineal a medida que aumenta la profundidad y tomando en cuenta los valores de
compactación dados anteriormente, se puede definir que los yacimientos están dentro
de un rango de presiones subnormales a normales.
3 1 0 0
3 1 5 0
3 2 0 0
3 2 5 0
3 3 0 0
3 3 5 0
0 1 0 0 0 2 0 0 0 3 0 0 0 4 0 0 0 5 0 0 0
P r e s io n e s ( lp c )
Prof
undi
dad
(pie
s)Pp o r o s
s h
s H
s v
Figura 84. Modelo geomecánico planteado para el Yacimiento LGINF-07
La Tabla 36 muestra los gradientes de esfuerzos promedios, ponderados por arena
de cada miembro. La figura 84 indica que la región está experimentando un campo de
esfuerzo de régimen tipo normal (σv > σH > σh).
Tabla 36. Gradientes de esfuerzos principales para ambos miembros
MIEMBRO s h (lpc/pie) sHm (lpc/pie) s v(lpc/pie)LAGUNA 0,7 0,89 0,91LAGINF 0,7 0,85 0,97
YAC LGINF07 0,7 0,87 0,94
151
4.8. Estudio de la dirección de los esfuerzos.
Para determinar la dirección de los esfuerzos mínimo y máximo horizontal, los
principales datos utilizados fueron los resultados generados del análisis de ovalización
en el intervalo perfilado, utilizando el programa GeoFrame, al cual se le introduce el
registro Caliban-EMS-Caliper de 6 brazos ver figuras 85 y 86. También se contó con
los registros FMI-GR (Formation MicroImager Tool) tomados del pozo LL-3858 los
cuales nos permitieron estudiar la dirección de los Breakouts y la orientación de las
fracturas inducidas.
Figura 85. Gráfico obtenido del análisis de ovalización del pozo LL-3858 utilizando el modulo de GeoFrame “Caliban-EMS-Caliper de 6 brazos”.
Azimut histograma y estereonet de las fractur
NNO-ESE
ENE-OSO
Azimut histograma y estereonet de las fractur
NNO-ESE
ENE-OSO
Figura 86. Roseta de rumbo mostrando la dirección de las ovalizaciones del hoyo.
152
Los esfuerzos actuales mostrados en la figura 87, los breakouts, asociados a
ovalizaciones en la formación, permiten realizar el análisis de esfuerzo mínimos, estos
pueden ser diagnosticados, mediante la detección de dos agrandamientos del hoyo, de
baja amplitud, de ancho similar separados aproximadamente 180°, este tipo de eventos
fueron identificados en el intervalo estudiado, las cuales presentan una orientación
preferencial al NNO-SE. Mediante la utilización de mapas de breakouts y fracturas
inducidas se puede establecer la relación con el campo de esfuerzo regional tectónico y
así realizar predicciones en cuanto a la orientación de los pozos desviados, y la
orientación de los disparos y fracturas hidráulicas.
Figura 87. Pozo LL-3858– esfuerzos actuales
Los resultados del análisis de fracturas naturales realizado en el pozo LL-3858 fase
8 1/2”, indican la existencia de fracturas naturales, de las cuales se obtuvieron un total
de 5 muestras, en la figura 88, se detallan todas las fracturas encontradas en el
intervalo 3200’-3500’. Estas fracturas se representan en tres tipos de gráficos: red
estereográfica de Wulff, la recetad de rumbos e histograma de rumbos. La red
estereográfica de Wulff muestra una magnitud entre 40° y 70° orientadas al ENE-OSO.
Es necesario mencionar que la baja densidad de fracturas, hace que las mismas no
sean estadísticamente representativas, sin embargo estas muestran un rumbo
preferencial de fracturas naturales al ESE-ONO, el cual podría reflejar la dirección
principal de las fallas regionales en el área.
Azimut, histograma y estereonet de las fracturas inducidas y el Breakout.
Breakout
Fractura inducida
NNO-ESE
ENE-OSO
Azimut, histograma y estereonet de las fracturas inducidas y el Breakout.
Breakout
Fractura inducida
NNO-ESE
ENE-OSO
153
Figura 88. Fracturas naturales tectónicas parcialmente abiertas con rumbos
principalmente orientados al ENE-OSO.
4.9. Cálculo de la ventana operacional de lodo El estimación de la ventana operacional del lodo teórico, se realizó interpretando el
registro de presiones equivalentes de lodo, la figura 89 muestra el comportamiento de la
presión de poros, la presión de fractura de la formación, la presión que ejercen los
fluidos de perforación utilizados actualmente para el yacimiento Lagunillas Inferior -07,
donde se determinó que la ventana operacional estará entre la presión equivalente de
lodo y un 95% de la presión de fractura, el margen de 5% se considera el máximo
aceptable.
El escenario presentado es el más favorable, el límite de estabilidad establecido por
la densidad máxima se mantiene 5 % por debajo del límite de densidad de fractura la
ventana de lodo más aceptable para los Miembros Laguna y Lagunillas Inferior está
dentro del rango de 10,5 lbs/gal y 12,5 lbs/gal.
OSO
Rumbo de las fracturas naturales parcialmente abiertas, pozo LL-3858, fase 8 ½”.
Rumbo, histograma y estereonet de las Fracturas Naturales Parcialmente Abiertas
ENE
Pozo LLPozo LL--3858, Fase 8 3858, Fase 8 ½”½” AnAnáálisis de Fracturas lisis de Fracturas NaturalesNaturales
OSO
Rumbo de las fracturas naturales parcialmente abiertas, pozo LL-3858, fase 8 ½”.
Rumbo, histograma y estereonet de las Fracturas Naturales Parcialmente Abiertas
ENE
Pozo LLPozo LL--3858, Fase 8 3858, Fase 8 ½”½” AnAnáálisis de Fracturas lisis de Fracturas NaturalesNaturales
OSO
Rumbo de las fracturas naturales parcialmente abiertas, pozo LL-3858, fase 8 ½”.
Rumbo, histograma y estereonet de las Fracturas Naturales Parcialmente Abiertas
ENE
Pozo LLPozo LL--3858, Fase 8 3858, Fase 8 ½”½” AnAnáálisis de Fracturas lisis de Fracturas NaturalesNaturales
154
Figura 89. Ventana operacional teórico.
Resistencia al corte Los parámetros que caracterizan la resistencia al corte se determinaron adoptando
el criterio de resistencia de Mohr-Coulomb. La envolvente de falla de Mohr-Coulomb se
definió a partir de los resultados obtenidos en los ensayos triaxiales drenados con
presión de poros constante. La envolvente de falla se muestra en la Figura90, a partir
de la cual se obtuvieron un valor de 32° para el ángulo de fricción interna, y de 0 lpc
para la cohesión o resistencia al corte intrínseca del material, c. El valor de c observado
en este material es indicativo de la pobre cementación de los granos.
P e s o d e l L o d o E q u i v a l e n te
3 4 5 0
3 5 0 0
3 5 5 0
3 6 0 0
3 6 5 0
3 7 0 0
3 7 5 0
3 8 0 0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 1 1 1 2 1 3 1 4 1 5 1 6 1 7( L P G )
Prof
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P r e s ió n d e p o r o
P r e s ió n d e F r a c t .
P e s o L o d o
M a r g e n P f r a c t - ( 5 % )
155
TRAYECTORIA DE ESFUERZO
Angulo de Fricción =32º
Cohesión=0
POZO: LL-3548profundidad:3519'
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
0 1000 2000 3000 4000 5000
P=(s'1+s'3)/2 (lpc)
q=(s
'1-s
'3)/2
(lp
c
Figura 90. Envolvente de falla, trayectoria de los esfuerzos a 3519 pies.
4.10 Condiciones óptimas de perforación para evitar la inestabilidad del hoyo. 4.10.1 Resumen de propiedades mecánicas El estudio de caracterización geomecánica de muestras de núcleo del pozo LL-3548
efectuado en INTEVEP muestra las características de resistencia mecánica de la
Formación Laguna y Lagunillas Inferior se resumen en la siguiente tabla:
Tabla 37. Propiedades mecánicas de la roca
Miembro prof. UCS Co φ Ed νd α Biot(pies) (lpc) (lpc) Fracc 106 lpc
Laguna 3150 450-2000 5,7 36,8 0,163 9193 3699Lagunillas Inferior 3300 250-1550 4,5 32,4 0,257 7193 2699
El UCS fue tomado del registro DSI del pozo LL-3808.
156
4.10.2 Campo de esfuerzo y presión de yacimientos
De acuerdo al estudio de análisis de ovalizaciones de hoyo y determinación de
direcciones de esfuerzo mediante el registro FMI del pozo Ll-3858 se identificó un sólo
grupo de fracturas inducidas en el intervalo de 3190-3196 pies correspondiente al
miembro Laguna. El rumbo de este tipo de fracturas, provenientes de la roseta de
rumbos es NN 10° O y SS 10° E con una magnitud de buzamiento variable entre 34 y
50 grados al OSO. Esta información corrobora la dirección del esfuerzo horizontal
máximo hallada a partir de la dirección de las ovalizaciones.
Tabla 38. Estado de esfuerzos en la Formación Laguna y Lagunillas Inferior
Formación Prof. σv σh σH Po
(pies) (psi) (psi) (psi) (psi)
Laguna 3.150 3.018 2.300 2.816 735 Lagunillas Inferior 3.300 3.204 2.325 2.922 800
4.10.3 Resumen de la ventana operacional
El análisis de las densidades de lodos requeridas para perforar en el Yacimiento
Lginf-07 se realizó interpretando el registro de presiones equivalentes de lodo siendo la
ventana de lodo más aceptable para los Miembros Laguna y Lagunillas Inferior la
ubicada en el rango de 10,5 lbs/gal y 12,5 lbs/gal. El resultado en la estabilidad del hoyo
es dependiente de la magnitud con que se incremente o disminuya la densidad del lodo.
CAPÍTULO V
CONCLUSIONES
1.- Se generó un conjunto de correlaciones mediante la técnica de regresión
lineal y optimización no lineal, de las que se puede decir que reproducen
satisfactoriamente los datos experimentales.
2.- Se estableció una ecuación matemática lineal que permite estimar la onda de
corte, con un margen de error despreciable.
932,14*4603,2 −Δ=Δ TCOTSM
3.- Del núcleo cortado del pozo LL-3548 (Arenas Laguna y Lagunillas Inferior, se
generaron las correlaciones que permitieron extender las propiedades puntuales
medidas en el laboratorio a toda la columna estratigráfica del yacimiento
Lagunillas Inferior 07.
Módulo de Young 0241,0*7548,0 += DE EE
Relación de Poisson 0883,0*2465,0 += DE υυ
4.- La compresibilidad total de la roca y su deformación volumétrica presentan
variaciones en función de la presión efectiva aplicada para los diferentes niveles
de presión del yacimiento. Los rangos promedios de los valores de
compresibilidad varían entre 135,88 x 10-6 lpc -1 y 28,45 x 10-6 lpc para un rango
de presión efectiva de 500 a 5000 lpc.
5.- Los valores obtenidos en los ensayos triaxiales, permitieron construir la
envolvente de falla del material la cual se originó con las curvas de las
trayectorias de esfuerzos para los diferentes niveles de presión efectiva. El
158
ángulo de fricción de 32° para la profundidad de 3519 pies, este valor de ángulo
de fricción, se encuentra en el rango permisible.
6.- La deformación axial, siempre es mayor que las deformaciones volumétricas,
lo que nos indica que el efecto de carga de las capas subyacentes más los
efectos de subsidencia, son más significativos que la reducción o
compresibilidad del espacio poroso.
7.- Para los efectos de agotamiento, las deformaciones volumétricas alcanzarían
su máximo valor cuando la presión efectiva sea a 1200 lpc, estas deformaciones
volumétricas estarían alrededor del 14% para la formación Laguna y 7% para la
formación Lagunillas Inferior.
8.- El Módulo de Young estático exhibe valores bajos, entre 0,18 x105 y 0,43
x105 Lpc. en señal de alta deformabilidad longitudinal.
9.- Los valores de Poisson se encuentran entre 0,25 y 0.29 corroborando que es
una formación no consolidada.
10.- El esfuerzo vertical o de sobrecarga (σv) se estimó mediante la integración
del registro de densidad, obteniendo los siguientes resultados para los pozos:
LL-3569 entre 0,985 y 0,99 lpc/pie, LL-3754 valores entre 0,980 y 0,99 lpc/pie,
LL-3755 entre 0,965 y 0,98 lpc/pie, LL-3689 en el rango de 0,960 y 0,97 lpc/pie
y para el pozo LL-3689 0,960 y 0,97 lpc/pie.
11.- El esfuerzo horizontal mínimo se determinó mediante una correlación
ajustada a datos medidos en el registro DSI dado que no se dispone de datos
experimentales.
159
12.- El esfuerzo horizontal máximo en base a cálculos con sensibilidades del 10,
20 y 30%, se ajusto el factor del esfuerzo tectónico a 10% ajustado a los datos
medidos en el registro DSI, con gradientes entre 0.85 y 0.89 lpc/pie.
13.- Se puede concluir que en el Yacimiento Lagunillas inferior – 07, presenta un
régimen de esfuerzo normal definido por σv(0,94) > σH(0,87) > σh(0,70). Lpc/pie.
La anisotropía de los esfuerzos horizontales σH / σh hacen riesgosa la
perforación horizontal presentando mayores riesgos mecánicos de estabilidad
del hoyo.
14.- La ventana operacional teórica se estimó entre 10,5 y 12,5 lbs/gal como
máxima permisible.
CAPÍTULO VI
RECOMENDACIONES
1.- La presencia de este régimen de esfuerzo normal indica que los pozos
verticales son favorables desde el punto de vista de estabilidad versus los
altamente desviados u horizontales. Esta observación no indica que no sea
posible perforar pozos altamente desviados, principalmente indica la necesidad
de una cuidadosa orientación de los pozos altamente desviados a fin de prevenir
la ocurrencia de problemas de estabilidad.
2.- Realizar pruebas microfrac, minifrac o leak off test extendido a fin de
determinar con más exactitud el campo de esfuerzo para el área.
3.- Para pozos direccionales orientar los mismos en dirección del esfuerzo
horizontal máximo.
4.- Extender el estudio geomecánico a pozos que cuenten con registros sónicos
monopolares.
5.- Integrar la información registrada en esta investigación con la obtenidas en
estudios sedimentológicos y petrofísicos anteriores para definir un mejor plan de
explotación y trabajos de estimulación.
6.- En estudios futuros utilizar la tecnología de registros de imagen, para tener
una mejor perspectiva del hoyo. Mediante la utilización de mapas de breakouts y
fracturas inducidas se puede establecer la relación con el campo de esfuerzo
regional tectónico y así realizar predicciones en cuanto a la orientación de los
pozos desviados, y la orientación de los disparos y fracturas hidráulicas.
161
7.- Entrenar y conformar un equipo de trabajo multidisciplinario en las áreas de
geomecánica, geoquímica, geología estructural, mecánica de perforación y
fluidos de perforación, para una solución efectiva sobre el problema de
estabilidad de hoyo.
8.- Construir correlaciones o extender las generadas en esta investigación para
calcular propiedades características de formaciones similares.
9.- Realizar ensayos de laboratorio en diferentes regiones con tapones de
núcleos existentes en el campo para determinar las propiedades geomecánicas.
10.- Estar siempre atento a los problemas que se presentan en cada campo de
manera que se utilice el modelo de comportamiento de roca adecuado y poder
obtener resultados óptimos que ayuden a reducir pérdidas de tiempo y
económicas.
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