ANÁLISIS DE PRESIÓN DE PORO EN LA COSTA MEXICANA DEL GOLFO
Autores:David Velazquez-Cruz, Instituto Mexicano del Petroleo
Gustavo Espinosa-Castañeda, Instituto Mexicano del Petroleo

RESUMEN

El análisis de geopresiones juega un importante rol en la planeación y diseño de la perforación de pozos. Una adecuada prognosis de geopresiones, le permite al Ingeniero de Perforación fundamentar con mayor certeza dos de las más críticas etapas del diseño de un pozo:

• Seleccionar el peso del lodo óptimo
• Definir los mejores puntos de asentamiento de T.R’s

La consecuencia inherente de cumplir adecuadamente estas etapas críticas del diseño, será eliminar o reducir problemas como:

• Pérdidas de circulación
• Brotes o reventones
• Inestabilidad de agujero, entre otras más.

Por lo anterior, es indispensable comprender los principios físicos que dan origen a estas presiones y evaluar los modelos de cuantificación para cada área en particular.
En este trabajo, se presenta un análisis de presión de poro de algunos pozos perforados en la costa Mexicana del Golfo utilizando el modelo de resistividad y tiempo de tránsito propuesto por Ben Eaton (1975). Los resultados obtenidos muestran que el modelo de predicción “sobre estima” la presión de poro respecto a las mediciones reales. Por lo que se proponen las correcciones que se deben hacer para obtener resultados muy próximos a los reales en la Costa Mexicana del Golfo.

INTRODUCCIÓN

Existen varios mecanismos que dan origen a las presiones anormales. El fenómeno está relacionado a procesos geológicos, físicos, geoquímicos y mecánicos. A menudo es difícil, si no es que imposible, especular sobre la importancia que toma cada proceso en un ambiente geológico sobrepresionado de un área específica, ya que frecuentemente los procesos que originan las presiones anormales no se presentan en forma aislada. Las principales causas de la generación de presiones anormales referidas en la literatura son:

1. Desequilibrio en la compactación
2. Generación de hidrocarburos
3. Efectos termodinámicos:
4. Fenómenos de diagénesis
5. Actividad tectónica
6. Fenómenos osmóticos
7. Represionamiento o recarga
8. Nivel piezométrico del fluido.

Sin embargo, la principal causa citada trata con el desequilibrio en la compactación normal de los sedimentos (Law, 1994). Para encontrar los cambios en la compactación de la roca, es decir, su desequilibrio, se utiliza la variación de la porosidad con la profundidad.

Como se mencionó, una manera de medir cuantivamente el grado de compactación de la roca es la porosidad (). Cuando los fluidos dentro de los poros escapan debido a la sobrecarga, la compactación de los sedimentos es función de la profundidad (la porosidad se reduce). Es decir, se dice que se genera una tendencia normal de compactación y por lo tanto, presiones de formación normal.

Por el contrario, cuando los fluidos no pueden escapar de los poros, se represionan debido a la sobrecarga, dando como resultado que la porosidad de la roca no varíe con la compactación. Si la porosidad de la formación se desvía (es mayor) de la tendencia normal de compactación, las formaciones poseen presiones anormalmente altas.

Por lo anterior podemos establecer que la porosidad a una profundidad (D) depende de la presión del fluido. Si esta presión es anormalmente alta (mayor que la hidrostática), la porosidad () también será anormalmente alta a la misma profundidad.

La variación de la porosidad respecto a la tendencia normal de compactación provee las bases necesarias para detectar y evaluar presiones anormales mediante la medición de propiedades sensibles a la compactación de la roca. Entre otras propiedades se encuentran la resistividad, tiempo de tránsito y velocidad del sonido. Estas propiedades son las más utilizadas en la predicción de presiones anormales de formación o poro.

Ben Eaton (1975), propuso una serie de ecuaciones empíricas para la predicción de la presión de poro

basadas en las mediciones de propiedades sensibles a la compactación de la roca (resistividad y tiempo de tránsito). Con este modelo, la magnitud de la presión de poro depende de:

• La sobrecarga.
• El valor de la presión normal de formación.
• Los datos observados de los registros.
• La interpretación de la tendencia normal.
• Y el valor del exponente alfa.

Para el caso de resistividad y tiempo de tránsito las ecuaciones propuestas por Eaton son las siguientes:

Estas ecuaciones fueron validadas con datos de pozos perforados en la Costa de Luisiana, USA. Aun así, es el modelo más utilizado a nivel mundial para la predicción de la presión de poro.

MODELO DE CUANTIFICACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO

El modelo empírico de Ben A. Eaton esta basado en:

• El planteamiento de Terzaghi y Peck (1948) respecto a la compactación de los sedimentos causado por la sobrecarga.
• El análisis de Hubbert y Rubey (1959) con relación a la compactación de las rocas arcillosas.
• Las observaciones de Hottman y Johnson (1965) del comportamiento de los registros versus la compactación de la roca.

De los estudios realizados de presión de poro en pozos marinos de la Costa Mexicana del Golfo, se ha encontrado que las ecuaciones para la resistividad y tiempo de transito planteadas por Eaton sobrepredicen la presión de poro, es decir, se obtienen valores mucho mayores a las mediciones reales.

En la figura 1, la línea roja del gráfico a la derecha describe la presión de poro calculada con los parámetros originales del modelo de Eaton. La línea verde, en ese mismo gráfico, representan el peso de utilizado para perforarlo. Se puede apreciar como la línea roja, la presión de poro, es mucho mayor que las densidades reales utilizadas. El sombreado azul del gráfico, muestran las zonas donde la presión de poro pronosticada excede al peso del lodo utilizado.

Ese mismo análisis se ha realizado para más de 15 pozos marinos de la Costa Mexicana del Golfo, lo que comprueba las desviaciones al utilizar los parámetros originales planteados por Ben Eaton. La figura 2 muestra las zonas de muestreo. En el trabajo y a manera de ejemplo se manejaran para cada zona de muestreo un pozo denominados Norte, Centro y Sureste respecto a su posición en el mapa. Las figuras 3, 4 y 5 muestran el análisis de presión de poro de los 3 pozos perforados en las zonas de muestreo en la Costa Mexicana del Golfo.

Las desviaciones en el pronóstico de la presión de poro, no significa que el modelo sea incorrecto, por el contrario, se ha comprobado ampliamente su efectividad.

Sin embargo, para que ese modelo proporcione resultados satisfactorios para la Costa Mexicana del Golfo, se deben ajustar los parámetros que propuso Eaton para la Costa de Luisiana.

REGIONALIZACIÓN DEL MODELO DE PRESIÓN DE PORO

En su artículo, Ben A. Eaton aceptó que el proceso de validación de sus ecuaciones fue a través de ensaye-error. Asimismo, reconoció que el valor correcto del exponente alfa de sus ecuaciones representaba una gran incertidumbre, hasta que los exponentes se evaluaron con muchos datos. Sin embargo, se reconoce a nivel mundial que sus ecuaciones describen con bastante precisión el comportamiento de la presión de poro.

Para el caso del análisis de la presión de poro en los pozos perforados en la costa Mexicana del Golfo, se evaluó el exponente alfa del modelo de Eaton para resistividad y tiempo de transito, obteniéndose los resultados que se muestran en la tabla 1.

Con el modelo regionalizado se han obtenido resultados más cercanos al comportamiento real de la presión de poro al momento de perforar los pozos.

En las figura 6 y 7 se muestran los resultados de presión de poro de pozos perforados en la costa Mexicana. El grafico derecho muestra las diferencias cuantitativas de la presión de poro utilizando los valores para alfa mostrados en la tabla 1.

CONCLUSIONES

• Los modelos tradicionales de cálculo de la presión de poro, deben ser ajustados al modelo de compactación de la Costa Mexicana del Golfo.
• Las variaciones de pendiente de las tendencias normales de compactación, para la Costa Mexicana del Golfo, influyen en la magnitud de la presión de poro, utilizando los modelos tradicionales.
• Se regionalizo el modelo de Eaton para el pronostico de la presión de poro.

NOMENCLATURA

= Porosidad
p = Presión de poro
D = Profundidad
S = Presión de sobrecarga
Ro = Resistividad medida
Rn = Resistividad normal
To = Tiempo de transito observado
Tn = Tiempo de tránsito medido
(p/D)n=Gradiente de presión normal
RES = Resistividad
DT = Tiempo de transito
=Exponente del modelo de Eaton

REFERENCIAS

1. Eaton, B. “The Equation for Geopressure Prediction from Well Logs” SPE 5544, 1975.
2. Hottman, C. E. and Johnson, R. K.:“Estimation of Formation Pressures from Log-Derived Shale Properties”, JPT, June 1965.
3. Hubbert, M. King, and Rubey, W. W. “Role of Fluid Pressure in Mechanics of Overthrust Faulting”, Geological Society of America GSA Bulletin, February, 1959.
4. Law, Ben. E.: “Abnormal Pressures in Hydrocarbon Environments”, AAPG Memoir 70, 1994.
5. López-Solís, V., Velazquez-Cruz, D., et al “Normal Resistivity Trends for Geopressure Analysis in Mexican Offshore Wells”, presented at the Offshore Technology Conference, Houston, May, 2006, OTC paper # 18192.
6. Martínez, R. N., Leon, V. R.,”Procedimiento Semi-Automático para el Cálculo de Geopresiones y Gradientes de Fractura”, IMP, Subdirección de Tecnología de Explotación, Division de Evaluación de Formaciones, 1986.
7. Terzaghi, K. and Peck, R. B.: “Soil Mechanics in Engineering Practice, John Wiley and Sons”, 1948.
8. Velazquez-Cruz, D. et al: “Análisis de Geopresiones de los campos Ku-Maloob-Zaap”, Proyecto F.30545, Instituto Mexicano del Petróleo, 2004.
9. Velazquez-Cruz, D., Banuet-Sanchez, S. et al: “Detection of Abnormal Pressures System from Seismic Data and Geophysical Well logs”, paper SPE 39903 presented at the SPE International Petroleum Conference and Exhibition of Mexico, Villahermosa, Tab., March 1998.
10. Velazquez-Cruz, D., López-Solís, V., et al “Estudio de Geopresiones y Estabilidad de Pozos en el Área Marina de la División Norte”, Proyecto F.42461, Instituto Mexicano del Petróleo, Julio del 2005.
11. Velazquez-Cruz, D., Mancilla-Castillo, J. et al.: “Sistema de Computo para la Detección de Presiones Anormales a partir de Información Sísmica (SISMIC 1.0)”, Proyecto CDC-0302, Instituto Mexicano del Petróleo, 1996.

Figura 1. Perfiles de presión calculados con los parámetros originales del modelo.

Figura 2. Puntos de muestreo en la Costa Mexicana del Golfo

Figura 3. Análisis de geopresiones en la porción Norte de la Costa Mexicana.

Figura 4. Análisis de geopresiones en la porción Centro de la Costa Mexicana.

Figura 5. Análisis de geopresiones en la porción Sureste de la Costa Mexicana.

Figura 6. Análisis de geopresiones para resistividad con el modelo regionalizado.

Figura 7. Análisis de geopresiones para tiempo de transito con el modelo regionalizado.