CAPÍTULO 1. YACIMIENTOS Y PRESIONES.pdf

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1. YACIMIENTOS Y PRESIONES

1. Yacimientos y Presiones 1.1 Porosidad, saturación, permeabilidad

y resistividad de las rocas.

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1.1 POROSIDAD, SATURACIÓN, PERMEABILIDAD Y RESISTIVIDAD DE LAS ROCAS

Sabemos bien que uno de los objetivos principales de Pemex es la búsqueda de yacimientos con hidrocarburos y por la importancia que revisten ciertos parámetros petrofísicos de la roca como son la porosidad, saturación, permeabilidad y resistividad; que se utilizan como base para la interpretación cuantitativa de los registros geofísicos, expondremos a continuación los conceptos y medidas de dichos parámetros. Porosidad La porosidad de una roca representa una medida del espacio disponible para el almacenamiento de fluidos y es la relación del volumen de poros y huecos entre el volumen bruto de la roca, indicándose en por ciento. Desde el punto de vista de la Ingeniería de yacimientos se le puede denominar a éste concepto como porosidad total, y como porosidad efectiva a la relación de volumen de huecos comunicados entre el volumen bruto de la roca. De acuerdo con el modo en que se originó, la porosidad puede clasificarse en:

• Original o primaria.- se forma en el momento de la depositación de los materiales que integran la roca, se caracteriza como intergranular en las arenas y areniscas y como intercristalina u oolitica en algunas calizas.

• Secundaria o inducida.- Se forma debido a procesos geológicos y/o

químicos que ocurren después de la depositación y se caracteriza por el desarrollo de fracturas en algunas lutitas y calizas y por las cavernas producidas por disolución en algunas calizas.

La porosidad de las formaciones subterráneas puede ser del 10%, en arenas no consolidadas llega a 30%, en el caso de las lutitas o arcillas, la porosidad con contenido de agua es de más del 10%, aunque los poros son generalmente tan pequeños la roca es impermeable

Saturación La saturación de una formación es la fracción del volumen poroso que ocupa un fluido. Con base en este concepto, la saturación del agua se define como la fracción o porcentaje del volumen poroso que contiene agua de formación. Cuando existe sólo agua en los poros, la formación tiene una saturación de agua del 100%.



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Si se toma como símbolo de la saturación la letra “S”, entonces para denotar la saturación de un líquido o fluido en particular se utilizan subíndices en la literal “S”, como se muestra en los siguientes ejemplos: Sw = Saturación de agua So = Saturación de aceite La saturación de petróleo o gas es la fracción del volumen poroso que los contiene. De este modo, la suma de todas las saturaciones de una determinada roca del yacimiento debe ser igual al 100%. Por lo anterior, algunas teorías sobre el origen del petróleo sostienen que antes de la migración del mismo, los poros de los yacimientos se encontraban ocupados totalmente por agua, parte de la cual fue desplazada al llegar los hidrocarburos, debido a esto en la generalidad de los yacimientos los poros están ocupados por los fluidos: agua, aceite y/o gas. Permeabilidad La permeabilidad es la medición de la facilidad con que los líquidos fluyen a través de una formación. En una determinada muestra de roca y con cualquier líquido homogéneo, la permeabilidad será una constante siempre y cuando el líquido no interactúe con la roca en sí. Generalmente el símbolo de la permeabilidad es la letra “K”. Los estudios experimentales hechos por H. Darcy en 1856 sobre el flujo de agua en arenas no consolidadas, lo llevaron a la formulación de la ley que lleva su nombre, la cual ha sido extendida para describir, con algunas limitaciones, al flujo de otros fluidos en rocas consolidadas. La ecuación de Darcy establece la proporción directa que existe entre la velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso y el gradiente de presión, y la proporción inversa con respecto a la viscosidad del fluido, es decir:

dsdpK

V ×=µ

Donde: V = Velocidad aparente, en cm/seg. µ = Viscosidad del fluido, en centipoise. dp = Gradiente de presión, tomado en la dirección de V y expresado en ds atmósferas por centímetro. K = Constante de proporcionalidad, denominada permeabilidad de la roca, en

unidades de Darcy.



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La unidad de permeabilidad, generalmente utilizada, es el milidarcy (md) en lugar

del Darcy que es muy grande (1 md = 1000

1 Darcy)

Una roca debe tener fracturas capilares o poros interconectados para ser permeable, por lo general una permeabilidad mayor se acompaña de una porosidad mayor, sin embargo, esto no es una regla absoluta, porque se pueden presentar los siguientes casos:

• Las lutitas y ciertas clases de arenas tienen altas porosidades, pero sus granos son tan pequeños que los caminos que permiten el paso de líquidos son escasos y tortuosos, y por lo tanto su permeabilidad puede ser baja.

• Otras formaciones, como la caliza, pueden presentar pequeñas fracturas o

fisuras de una gran extensión. La porosidad de esta formación será baja, pero la permeabilidad de una fractura puede ser muy grande. En consecuencia, las calizas fracturadas pueden tener bajas porosidades, pero permeabilidades muy altas.

Resistividad La resistividad eléctrica de una sustancia es la capacidad de impedir o resistir el paso de corriente eléctrica a través de si misma. La conductividad eléctrica es lo contrario a éste fenómeno. La unidad utilizada en los registros es el ohm–m2/m, generalmente expresada en ohm–m para la resistividad y en milímhos/m para la conductividad. La mayoría de las formaciones que se registran para buscar saturaciones potenciales de petróleo, aceite y/ó gas se componen de rocas, que al estar secas, no conducirán una corriente eléctrica, es decir, la matriz de roca tiene una conductividad nula o resistividad infinitamente alta. Una corriente eléctrica fluirá sólo a través del agua intersticial que satura la estructura porosa de la formación, solamente si el agua intersticial contiene sales disueltas y mientras mayor sea la concentración salina, menor será la resistividad del agua de formación y, por lo tanto, de la formación. Por otro lado, mientras la porosidad de la formación sea más grande y como consecuencia presente mayor cantidad de agua de formación, la resistividad será menor. Las mediciones de resistividad, junto con las de resistividades del agua y la porosidad, se utilizan para obtener los valores de saturación de agua.

1. Yacimientos y presiones 1.2 Gradiente de presión

total de sobrecarga

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1.2 GRADIENTE DE PRESIÓN TOTAL DE SOBRECARGA Actualmente la industria petrolera tiene retos cada vez mayores, entre estos retos, se encuentra la determinación adecuada de la densidad del fluido de perforación para atravesar las diferentes capas terrestres, para así definir el asentamiento correcto de las tuberías de revestimiento y la geometría del pozo. Por lo que se requiere un buen conocimiento de las diferentes presiones relacionadas con los yacimientos. Sabemos bien que la presión ejercida por el peso combinado de la matriz de la roca y los fluidos contenidos en los espacios porosos de la misma (Agua, hidrocarburos, etc.), sobre las formaciones subyacentes, se le denomina “Presión total de sobrecarga” y que en forma matemática se expresa : (Presión total de sobrecarga) = (Peso de matriz rocosa) + (Peso del fluido intersticial)

El gradiente de presión total de sobrecarga, se encuentra con la siguiente fórmula: Gs = 0.1 x (1 - φ ) x Dm + 0.1 x φ x Da Donde: GS = Gradiente de presión total de sobrecarga, en kg/cm2/m. φ = Porosidad de la roca, en fracción. Dm = Densidad de los minerales o sedimentos, en gr/cm3. Da = Densidad del fluido intersticial, en gr/cm3 (Principalmente agua salada). Lo anterior indica, que si se desea obtener el gradiente de presión total de sobrecarga a una determinada profundidad, es necesario tener como datos: la densidad de la roca, la densidad del fluido contenido en la misma y su porosidad. Con base en un promedio de la densidad de las rocas y de su porosidad y como densidad del fluido contenido en las rocas, agua salada de densidad 1.07 gr/cm3, se ha obtenido un gradiente de presión total de sobrecarga teórico de 0.231 kg/cm2/m, considerándose dicho gradiente para la zona del terciario en la Costa del Golfo de México.

1. Yacimientos y presiones 1.3 Predicción del gradiente de presión

de fractura por el método Eaton

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1.3 PREDICCIÓN DEL GRADIENTE DE PRESIÓN DE FRACTURA POR EL MÉTODO EATON.

Se ha tenido conocimiento que la presión de fractura, es la presión necesaria para vencer la presión de formación y la resistencia matricial de la roca. Esta resistencia que opone una roca a ser fracturada, depende de la solidez o cohesión de la misma y de los esfuerzos de compresión a los que se someta. Las formaciones superiores solo presentan la resistencia originada por la cohesión de la roca. A medida que aumenta la profundidad, se añaden los esfuerzos de compresión de la sobrecarga de las formaciones. Debido a esto, se puede confirmar que las fracturas creadas en las formaciones someras son horizontales y que la mayoría de las fracturas creadas en formaciones profundas son verticales (la roca generalmente se rompe a presiones inferiores a la presión teórica de sobrecarga total). La importancia de una densidad del fluido de perforación suficiente para evitar brotes es evidente. Pero es igualmente importante tomar las mismas precauciones en el sentido opuesto, es decir, evitar densidades excesivas del lodo, que podrían inducir o extender fracturas en algunas de las formaciones más superficiales o débiles. La pérdida total de lodo en la formación, además de ser muy costosa, reduce la presión hidrostática y se puede tener un brote o reventón. Uno de los investigadores que se dedicó al estudio de calcular el gradiente de fractura de las formaciones fue Ben A. Eaton, que propuso el uso de la siguiente fórmula para su cálculo:

* Gfs

sGf

DS

F +

−×

−×=

12306.0

Donde: F = Gradiente de presión de fractura, en kg/cm2/m Gf = Gradiente de presión de poro o de formación, en kg/cm2 /m. D = Profundidad del pozo, en m o pies (Para la gráfica). s = Relación de Poisson. S = Presión ejercida por el peso de sobrecarga de la roca, en lb/ pg2

DS

= Valor localizado en la gráfica 1.1

s = Valor localizado en la gráfica 1.2.



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El gradiente de presión de formación, se puede utilizar por medio de la información de los registros de pozos o al relacionarla con datos de otro pozo cercano. Si desea realizar un cálculo práctico puede considerarse el normal de la formación.

PR

OF

UN

DID

AD

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

60000.70 0.800.75 0.85 0.90 0.95 1.00

0

Gráfica 1.1 Resistencia del gradiente de sobrecarga para todas las formaciones normalmente compactas de la Costa del Golfo.

* La fórmula tiene algunos cambios con respecto a la original, por el cambio de las unidades de conversión.



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Variable de sobrecargade la costa del golfo

Pro

fun

did

ad

en

m

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

60000 0.20.1 0.3 0.4 0.5 0.6

0

Sobrecarga equivalentes en lutitas 0.231 kg/cm m (1.0 lb/pg / pie)

2/2

Sobrecargas equivalentesOeste Texas formacionesproductoras0.231 kg/cm /m (1.0 lb/pg /pie)

22

2

Lím

ite d

el e

xtre

mo

supe

rior

Gráfica 1.2 Variaciones de la relación de Poisson con la profundidad

1. Yacimientos y presiones 1.4 Perfil de presiones para el asentamiento

de tuberías de revestimiento

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1.4 PERFIL DE PRESIONES PARA EL ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO

El seleccionar la profundidad de asentamiento para las tuberías de revestimiento (T.R.) en forma adecuada y precisa, nos previene o evita muchos problemas durante la perforación del pozo. Existen varios métodos para calcular y graficar las curvas de gradiente de presión de formación y de fractura contra la profundidad del pozo, que se elaboran en las diferentes áreas en donde se perfora. Sin importar el método que se use, las curvas de éstos dos gradientes son las básicas para planear la perforación de cualquier pozo. Para el asentamiento de las tuberías de revestimiento, se aplican las dos curvas mencionadas, complementándose con la curva de la densidad del fluido de perforación requerida. Esta información se expresa en densidad de fluido de perforación equivalente y se grafica contra la profundidad del pozo (En caso de un pozo direccional, se toma la profundidad vertical verdadera). El gradiente de presión de poro se establece por los registros geofísicos de pozos de correlación y la curva de densidad del lodo requerida se dibuja adjunta a la curva de la presión de poro, con un valor de 0.06 gr/cm3 mayor que ésta. Teniendo la gráfica de las tres curvas mencionadas, se procede a encontrar las profundidades de cada T.R. de acuerdo al siguiente procedimiento (Gráfica 1.3):

1. Trazar una línea horizontal indicando la profundidad objetivo del pozo y posteriormente una línea vertical (1) a partir de la densidad máxima del lodo hasta interceptar la curva de gradiente de fractura, éste punto indica la densidad de fractura a la profundidad localizada en la gráfica.

2. Seleccionar la profundidad de asentamiento de la T.R. corta (en este caso),

inmediatamente abajo del punto de intercepción en la curva de gradiente de fractura. Se debe considerar un factor de seguridad por la densidad equivalente de circulación y otras recomendaciones.

3. Trazar una línea horizontal (2) a partir de la profundidad anterior hasta la

curva de densidad de lodo requerida a esa profundidad. 4. Trazar hacia arriba una línea vertical (3) partiendo de la intercepción de la

curva de densidad de lodo requerida hasta la curva de gradiente de fractura.

1. Yacimientos y presiones 1.4 Perfil de presiones para el asentamiento

de tuberías de revestimiento

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5. Seleccionar la profundidad de asentamiento de la T.R. intermedia,

inmediatamente debajo de la intersección anterior, incluyendo nuevamente el factor de seguridad apropiado. De la misma forma se selecciona la profundidad de asentamiento de la T.R. superficial, líneas 4 y 5.

Nota: Se realizó la conversión de las unidades de profundidad y densidad al sistema decimal

Gráfica 1.3 Aplicación del perfil de presiones para el asentamiento de tuberías de revestimiento

1. Yacimientos y presiones 1.5 Interpretación básica de

los registros geofísicos

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1.5 INTERPRETACIÓN BÁSICA DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS Los registros geofísicos fueron introducidos en la industria petrolera hace más de medio siglo y desde entonces muchos dispositivos de registros han sido desarrollados y puestos en actividad. Así como la especialidad de registros geofísicos avanzó, el arte de interpretar sus datos también lo hizo. En la actualidad el análisis detallado de los registros de pozos, proporcionan un método para derivar o inferir valores exactos de la saturación del agua o hidrocarburos, la porosidad, el índice de permeabilidad, la litología del yacimiento, etc. Sin embargo, en forma general podemos decir que los registros geofísicos se aplican en perforación y terminación de pozos, producción y en la evaluación del yacimiento. Después de la perforación, con los registros geofísicos (resistividad, sónico, densidad, radioactivos) se pueden detectar y evaluar presiones de formación altas, así como evaluar gradientes de fractura de la formación. En un registro de conductividad y sónico, al detectar presiones anormales, la conductividad eléctrica se incrementa y el tiempo de viaje de la onda sonora en seg/m o seg/pie también se incrementa (Grafica. 1.4, 1.5 y 1.6). En el caso de un registro de densidad, éste mostrará una disminución en densidad dentro de una región de presión anormal. En algunas ocasiones, los diferentes registros geofísicos que se toman en el pozo, se proporcionan en los reportes con cierta nomenclatura, a continuación mencionaremos algunas de ellas: CNL = Registro neutrónico compensado. BHC = Registro sónico compensado CBL = Registro de cementación CCL = Registro localizador de coples. CDR = Registro direccional continuo. DIL = Registro doble inducción DLL = Registro doble Laterolog. FDC = Registro de densidad de formación. FIL = Registro de identificación de fracturas. VDL = Registro de densidad variable. CBT = Registro sónico de cementación CET = Registro sónico de evaluación del cemento. BHC = Registro sónico de porosidad compensado. LDT = Registro litodensidad compensada. NGT = Registro espectroscopía de rayos gamma naturales. GRN = Registro rayos gamma naturales-neutrón. VSP = Perfil de velocidades sísmicas.



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CNL = Registro neutrón compensado. SHDT= Herramienta de echado estratigráfico. SFL = Registro de enfoque esférico. SIT = Herramienta de punto libre. GR = Registro de rayos gamma.

Gráfica 1.4 Conductividad de lutita y tiempo de tránsito para un pozo geopresurizado

400200 600 1,000 2,000

15

14

13

12

11

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

050 70 100 200 300

( S/pie)Conductividad (mmhos)

PR

OFU

ND

IDA

D (

1000

pie

s)

Inicio de zonade presiónanormal



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Gráfica 1.5 Registro sónico. En la zona superior se tienen arenas y en la parte inferior arcillas de la formación



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Figura 1.1 Determinación del gradiente de presión de poro (PORPRS)

1. Yacimientos y presiones 1.6 Aplicaciones

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1.6 APLICACIONES

• Para comprender un poco más sobre la compactación, saturación y las presiones anormales, expondremos los siguientes ejemplos, para que anote sus observaciones:

Suponiendo un caso cualquiera de compactación normal, en donde el gradiente de presión total es de 0.230 kg/cm2/m (2.30 gr/cm3) y como normal de formación 0.107 kg/cm2/m (1.07 gr/cm3), entonces se establece la siguiente igualdad.

2.30 =? + 1.07 2.30 – 1.07 = 1.23

2.30 = 1.23+1.07 %47.535347.0.30.2

23.1⇒=

Si se toma un plano horizontal de área unitaria, podemos considerar que aproximadamente el 53.5% de dicha área estará ocupado por los granos de roca y el restante por los fluidos contenidos en el espacio poroso.

Realizar los mismos cálculos con un gradiente de presión total de sobrecarga de 0.190 kg/cm2/ m y de formación 0.160 kg/cm2/m (Presión anormal).

Área total = 1.00 Área rocosa = 0.5347 Área de fluidos = 0.4653

Presión total de sobrecarga sobrecarga

(Peso de matriz rocosa) + (Peso del fluido intersticial) =


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Operaciones: • Calcular el gradiente de presión total de sobrecarga teórico, con la siguiente

información:

Densidad normal de formación – 1.07 gr / cm3 Densidad de algunas rocas: Arcilla: 2.6 gr/cm3 Caliza: 3.0 gr/ cm3 Dolomita: 2.9 gr/cm3 Cuarzo: 2.65 gr/cm3 Porosidad aproximada de: Arenas no consolidadas: 15% Lutitas o arcillas: 35%

Operaciones:


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• Predecir el gradiente de presión de fractura a una profundidad de 4500.0 m,

suponiendo un gradiente de presión normal de formación, por el método de Eaton:

Gfs

sGf

DS

F +

−×

−×=

12306.0

Gf = 0.107 kg/cm2/m

DS

= 0.975 (Gráfica 1.1)

s = 0.475 (Gráfica 1.2)

F = (0.975 X 0.2306 – 0.107) x

− 475.01475.0

+ 0.107

F = 0.2136 kg/cm2/m Predecir el gradiente de presión de fractura a 3000.0 con los siguientes gradientes de presión de formación de 0.107 y 0.140 kg/cm2/m. Realizar sus comentarios sobre los cálculos. Operaciones:


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• Con base en el siguiente modelo de esfuerzos en la roca, realizar comentarios sobre si la presión de formación puede ser mayor que la presión de fractura y de la presión total de sobrecarga, y además si la presión de fractura es mayor que la presión total de sobrecarga.

Pf

Em

S

+

=

formaciónde

esiónMatricialEsfuerzo

asobrecdeEsfuerzos Pr

arg

S = Em + Pf

Comentarios:


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• Encontrar las profundidades de asentamiento de T.R.s. superficial e intermedia.

Tubería Longitud m Conductora Superficial Intermedia Explotación

13 3/8” 9 5/8” 7 5/8” 5 ½”

de 0 a 54.0 de 0 a de 0 a de 0 a .4500.0

DENSIDAD EQUIVALENTE DE LODO en gr/cm

GRADIENTE DE FRACTURA

MARGEN DE BROTE(0.06 gr/cm menos del gradiente de fractura)

PRESIÓN DE FORMACIÓN

DENSIDAD DE LODO(más 0.06 gr/cm de la densidadde perforar para margen de viaje)

PROFUNDIDAD DE OBJETIVO

PR

OF

UN

DID

AD

e

n m

LITOLOGÍA0.96 1.20 1.44 1.68 1.92 2.16 2.4

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

2.12

Máx. Densidad -2.12 gr/cm3

3

3

3

LÍMITE MÍNIMO PARAEL CONTROL DE LA PRESIÓNDE FORMACIÓN

LÍMITE MÁXIMO PARA NOFRACTURAR LA FORMACIÓN

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