MODELO GEOMECÁNICO PARA MEJORAR LA PERFORACIÓN DE...
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO MODELO GEOMECÁNICO PARA MEJORAR LA PERFORACIÓN DE LOS POZOS DEL CAMPO FRANQUERA Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia para optar al Grado Académico de: MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO Autor: Ing. Gustavo Rolando Coronel Chirinos Ing. Orlando Zambrano M., PhD Maracaibo, mayo de 2012
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
MODELO GEOMECÁNICO PARA MEJORAR LA PERFORACIÓN DE LOS POZOS
DEL CAMPO FRANQUERA
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
para optar al Grado Académico de:
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
Autor: Ing. Gustavo Rolando Coronel Chirinos Ing. Orlando Zambrano M., PhD
Maracaibo, mayo de 2012
Coronel Chirinos, Gustavo Rolando. Modelo Geomecánico para Mejorar la Perforación de los Pozos del Campo Franquera. (2012). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela; 124 p. Tutor: Ing. Orlando Zambrano M., PhD.
RESUMEN
Esta investigación tuvo como finalidad elaborar el modelo geomecánico del campo Franquera, para lo cual se realizó un análisis de los problemas operacionales del área e identificó las posibles zonas donde se presentan las inestabilidades de los hoyos durante la construcción de los pozos, posteriormente se determinó la magnitud y dirección de los esfuerzos en sitio así como las correlaciones que más se ajustan para determinar las propiedades geomecánicas, considerando la porosidad y el volumen de arcilla para definir de mejor manera las curvas y los cubos de presiones del área de Franquera, definiendo así la ventana óptima del peso de lodo a usar durante la perforación de las diferentes formaciones y reducir al máximo los riesgo operacionales asociados a la hidrostática generada por la columna del fluido de perforación. Con el análisis de los esfuerzos horizontales y verticales se determinó que existen dos regimenes de esfuerzos en el área normal e inverso, los cuales favorecen la perforación de pozos verticales y/o tipo S obteniendo la verticalidad antes de alcanzar la zona problemática que se identifico en el tope de la formación Lagunillas, lo anterior se corrobora al analizar la perforación de los pozos verticales perforados en el area los cuales reflejan pocos problemas asociados a inestabilidad del hoyo comparándolos con los inclinados tipo J.
Palabras claves: Modelo geomecánico, estabilidad de hoyo, zonas problemáticas, ventana operacional. E-mail del autor: [email protected]
Coronel Chirinos, Gustavo Rolando. Geomechanical Model to Improve Drilling of Franquera Field Wells. (2012). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela; 124 p. Tutor: Ing. Orlando Zambrano M., PhD.
ABSTRACT
This research aimed to develop the geomechanical model of Franquera Field, for which was made an analysis of area’s operational problems, identifying possible zones where are hole instabilities during the construction of the well, subsequently, the magnitude and direction of the stress on site was determined, and the best fit correlations to determine the geomechanical properties. The porosity and the shale volume were considered to define more clearly the curves and pressure cubes of Franquera Field Area. With that information was defined the optimum window to use mud weight during drilling of the different formations and thus minimize operational risks associated with the hydrostatic column generated by the drilling fluid. With the analysis of horizontal and vertical stress, was possible to determine that there are two regimens of stress in the area, normal and reverse, which helping the drilling of vertical wells and/or S wells, obtaining the verticality before reaching the problematic zone, that was identified in the top of the Lagunillas formation. That was confirmed by analyzing the drilling of vertical wells that were drilled in the area, which show few problems associated with instability of the hole versus the J inclined wells.
Keywords: Geomechanical model, hole stability, problematic zones, operational window Author’s e-mail: [email protected]
DEDICATORIA
A dios, por ser nuestro creador, amparo y fortaleza, cuando más lo necesitamos, y por
hacer palpable su amor a través de cada uno de los que nos rodean.
A mis padres, Yajaira y Gustavo, por ser la bases de mi desarrollo personal y
profesional ejemplos a seguir en mi vida.
A mi esposa Yolexi, Por estar a mi lado en las alegrías y las tristezas.
A mis hermanas Yesenia y Yadira, Por apoyarme y darme fuerzas cuando más las
necesito.
A mi sobrina Estefani, Que con su nacimiento llego de alegría nuestras vidas.
A mi familia, a mis Tías, Tíos y Primos por estar siempre conmigo apoyándome y
brindándome ánimo en todo momento.
A mis amigos: Por darme su mano amiga en cada momento difícil.
A todas aquellas personas que me ayudaron a alcanzar este sueño. Gracias a todos.
AGRADECIMIENTOS
La elaboración de esta investigación, es el esfuerzo de un equipo de trabajo que con
sus experiencias me brindaron sus conocimientos y su valioso tiempo en el
asesoramiento para la culminación exitosa del mismo. Por esta razón quiero
expresarles mi gratitud a ese grupo de profesionales por su apoyo incondicional.
A mi Tutor Académico Ing. Orlando Zambrano, por la colaboración y el apoyo
ofrecido.
Al Ingeniero de PDVSA-INTEVEP, Juan Almeida, por sus enseñanzas y apoyo
incondicional.
A los Ingenieros de PDVSA EEII, Patricia García, Ernesto Rodríguez, Mistica Cepeda,
Yusmary Gallardo, Rosana Figuera, Alexander Stulme, profesionales que apoyaron esta
investigación especial que genera aportes importantes para el éxito de los proyectos de
PDVSA. Y a todos los Ingeniero que de alguna u otra forma colaboraron para la
culminación de este trabajo.
A los Ingenieros de Estudio Integrado y la Unidad de Explotación Tomoporo,
Oliver Pasquel, Luís Gutiérrez por su apoyo.
A PDVSA, por brindarme la ayuda necesaria para realizar el Trabajo Especial de
Grado.
ÍNDICE GENERAL
Página
RESUMEN…….………………………………………………………………………….. 4
ABSTRACT.…………………………………………………………………………........ 5
DEDICATORIA………………………………………………………………………....... 6
AGRADECIMIENTO………………………………………………………………......... 7
ÍNDICE GENERAL…………………………………………………….………………… 8
ÍNDICE DE FIGURAS…………………………………………………………………… 11
ÍNDICE DE TABLAS…………………………………………………………………….. 13
INTRODUCCIÓN……..…………………………………………………………………. 14
CAPÍTULO I: PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1. Planteamiento del problema............................................................................. 16
1.2. Justificación y delimitación de la investigación................................................. 17
1.2.1. Justificación............................................................................................. 17
1.2.2. Delimitación de la investigación……………………………………………. 18
1.3. Objetivos de la investigación……………………………………………………… 18
1.3.1. Objetivo general…………………………………………………….………... 18
1.3.2. Objetivos específicos……………………………………………………....... 19
CAPÍTULO II: ASPECTOS GENERALES DEL ÁREA
2.1. Ubicación del campo Franquera …………………………………………………. 20
2.2. Marco estratigráfico……………………….………………………………………... 21
2.3. Marco estructural……………………………………………………………........... 23
2.4. Sistema petrolífero.………………………………….…………………………....... 24
2.5. Descripción de los yacimientos B-1 FRA-0001 Y B-4 FRA-0001.…………….. 26
2.5.1. Yacimientos B-1 FRA-0001 y B-4 FRA-0001……………………………... 26
2.5.2. Descripción sedimentológica ………………………………………………. 27
2.5.3. Descripción de litofacies…………………………………………………….. 28
2.5.4. Datos básicos de los yacimientos.……………………………………........ 30
2.6. Propiedades de los fluidos………………………………………………………… 32
2.7. Evaluación petrofísica……………………………………………………………… 32
2.7.1. Unidad “B-1”, formación Misoa……………………………………………... 33
Página
2.7.2. Unidad “B-4”, formación Misoa……………………………………………... 34
2.8. Presiones……………………………………………………………………………. 37
2.9. Reservas……………………………………………………………………............. 41
CAPÍTULO III: MARCO TEÓRICO
3.1. Antecedentes de la investigación…………………………………………………. 42
3.2. Geomecánica……………………………………………………………………….. 45
3.3. Aplicaciones geomecánicas en la industria petrolera…………………………... 46
3.4. Historia de la geomecánica………………………………………………………... 47
3.5. Propiedades físicas de las rocas…………………………………………………. 47
3.6. Propiedades mecánicas de las rocas…………………………………………….. 48
3.7. Esfuerzos inducidos alrededor de la perforación……………………………….. 51
3.8. Componentes de los esfuerzos in-situ…………………………………………… 52
3.9. Estabilidad geomecánica………………………………………………………….. 55
CAPÍTULO IV: MARCO METODOLÓGICO
4.1. Tipo de investigación………………………………………………………………. 61
4.2. Diseño de investigación……………………………………………………………. 61
4.3. Población……………………………………………………………………………. 62
4.4. Muestra………………………………………………………………………………. 62
4.5. Técnicas e instrumentos de recolección de datos……………………………… 63
4.5.1. Análisis documental…………………………………………………………. 64
4.5.2. Información de pozos en estudio………………………………………....... 64
4.6. Técnicas de análisis de información……………………………………………… 65
4.7. Metodología de trabajo…………………………………………………………….. 66
4.7.1. Selección de los pozos para el estudio……………………………………. 66
4.7.2. Identificación de las zonas problemáticas………………………………… 67
4.7.3. Normalización de las curva de rayos gamma (GR) y perfiles de
densidad………………………………………………………………….......
67
4.7.4. Modelo geomecánico………………………………………………………... 69
4.7.4.1. Carga de datos en sofware Drillwork Predict……………………... 69
4.7.4.2. Establecer la estratigrafía mecánica………………………………. 70
4.7.4.3. Calculo del esfuerzo de sobrecarga……………………………….. 71
Página
4.7.4.4. Establecimiento de las líneas de compactación normal……...... 73
4.7.4.5. Estimación de la presión de poro………………………………………… 74
4.7.4.6. Determinación de las propiedades dinámicas- mecánicas de las
rocas con el software DrillWorks Predict………………….................... 76
4.7.4.7. Estimación de la presión de fractura…………………………………….. 79
4.7.5. Esfuerzos en sitio……………………………………………………………. 80
4.7.6. Determinación de la presión de colapso………………………………….. 85
4.7.7. Integrar el modelo petrofísico y geomecánico……………………………. 86
4.7.8. Determinación de la ventana operacional………………………………… 88
4.7.9. Redefinir trayectoria de perforación de los futuros pozos del área…….. 88
CAPÍTULO V: ANÀLISIS DE RESULTADOS
5.1. Análisis de las zonas problemáticas……………………………………………… 89
5.2. Geopresiones……………………………………………………………………….. 90
5.2.1. Análisis de la presión de sobrecarga………………………………………. 90
5.2.2. Análisis de la presión de poro………………………………………………. 94
5.2.3. Análisis de la presión de fractura………………………………………...... 95
5.3. Esfuerzos en sitio…………………………………………………………….......... 97
5.3.1. Esfuerzos horizontales………………………………………………………. 97
5.3.2. Esfuerzo horizontal mínimo…………………………………………........... 97
5.4. Análisis de la presión de colapso…………………………………………………. 98
5.5. Integrar el modelo petrofísico y geomecánico…………………………….......... 99
5.6. Estimación de la ventana operacional……………………………………………. 102
5.7. Redefinir trayectoria de perforación de los futuros pozos del área…………… 104
CONCLUSIONES………………………………………………………………………... 106
RECOMENDACIONES…………………………………………………………………. 108
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS…………………………………………………… 109
APÉNDICES……………………………………………………………………………… 111
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura Página
1. Ubicación geográfica del yacimiento B-1 FRA-0001………………………… 20
2. Columna estratigráfica de los yacimiento B-1 y B-4 FRA-0001……………. 22
3. Mapa estructural del campo Franquera..……………………………………... 23
4. Rutas probables de migración del hidrocarburo para el área deFranquera. 25
5. Mapa estructural al tope de la unidad B-4 (Yac. B-4 FRA-0001)………….. 27
6. Evaluación petrofísica de la unidad “B-1”.……………………………………. 34
7. Evaluación petrofísica de la unidad “B-4”.................................................... 35
8. Sección estratigráfica del yacimiento B-1 FRA-0001.………………………. 36
9. Sección estratigráfica del yacimiento B-4 FRA-0001……………………….. 37
10. Relación esfuerzo-deformación……………………………………………….. 49
11. Ejemplos de anisotropía intrínseca (litología) y producida por esfuerzos.. 50
12. Muestras de esfuerzos de corte y tracción en la roca………………………. 52
13. Esfuerzos principales y planos principales.…………………………………... 52
14. Componentes del campo de esfuerzos In-Situ………………………………. 53
15. Régimen de esfuerzos………………………………………………………….. 54
16. Representación del modelo de falla de Mohr-Columb……………………… 55
17. Vista transversal y vista anular de los esfuerzos que actúan en el hoyo…. 56
18. Problemas asociados a estabilidad de hoyo…………………………………. 67
19. Histogramas de las curvas GR antes y después de la normalización…….. 68
20. Datos cargados al software Drillworks, modulo Predict…………………….. 70
21. Establecer la estratigrafía mecánica FRA-02…………………………........... 71
22. Presión de sobrecarga creada a partir del registro de densidad, pozo FRA-
02…………………………………………………………………………… 72
23. Presión de sobrecarga calculada a partir del registro de densidad
compuesto Top Table FRA-02 más registro del pozo FRA-06…………… 73
24. Establecimiento del tren de compactación normal a partir del registro
sónico, pozo FRA-08……………………………………………………………. 74
25. Estimación del gradiente de poro, pozo FRA-08…………………………….. 75
Figura Página
26. Propiedades dinámicas-mecánicas de las rocas calculadas con el
software DrillWorks Predict, pozo FRA-02……………………………………
79
27. Comportamiento del gradiente de fractura, pozo FRA-02………………….. 80
28. Diagrama roseta que muestra buzamiento SSE para el intervalo 14994.53’
– 16834.13’……………………………………………………..........
82
29. Diagrama roseta que muestra vectores de ovalización del hoyo para el
intervalo 14994.53’ – 16834.13’……………………………………….............
83
30. Registro Borehole Image Interpretation para el intervalo 15600’ – 15800’.. 84
31. Sistema de fallas del bloque de Franquera con dirección de esfuerzos
horizontales……………………………………………………………………….
85
32. Correlaciones para determinar el ángulo de fricción vs. los resultados de
laboratorio. …………………………………………………………………….…
87
33. Problemas operacionales por macolla………………………………...……… 90
34. Estimación de la presión de sobrecarga (v) para el campo Franquera…. 91
35. Comportamiento de la presión de sobrecarga (v) en el campo
Franquera…………………………………………………………………...........
92
36. Comportamiento de la presión de poro en el campo Franquera…………… 94
37. Estimación de la presión de poro (PP) en el campo Franquera…………… 95
38. Comportamiento de la presión de fractura (h) en el campo Franquera…. 96
39. Estimación de la presión de fractura (PF) en el campo Franquera………... 96
40. Comportamiento de la presión de colapso en el campo Franquera………. 98
41. Estimación de la presión de colapso por pozo en el campo Franquera…... 99
42. Gráfico de comparación entre la resistencia a la compresión sin confinar
100
núcleo vs. la estimada………………………..…………………………………
43. Gráfico de comparación entre el ángulo de fricción núcleo vs. el
estimado…………………………………………………………………………..
101
44. Gráfico de comparación entre el módulo de Young núcleo vs. el
estimado……………………………………………………………………….….
102
45. Mapas esterográficos pozo FRA-08…………………………………………... 103
46. Comportamiento de las presiones y esfuerzos en el pozo FRA-08……….. 105
47. Trayectoria actual vs. propuesta para el campo Franquera………………... 105
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla Página
48. Datos básicos del yacimiento B-1 FRA-0001……………………………… 30
49. Datos básicos del yacimiento B-4 FRA-0001..……………………………. 31
50. Propiedades de los fluidos de los yacimientos B-1 y B-4………………... 32
51. Resultados de pruebas multitasas en Misoa B-4 Inferior..………………. 39
52. Resultados de pruebas multitasas en Misoa B-4 Superior………………. 39
53. Resultados de pruebas multitasas en Misoa B-1 Inferior – Medio……… 40
54. Resultados de pruebas multitasas en Misoa B-1 Superior………………. 41
55. Pozos en estudio del campo Franquera..………………………………..... 63
56. Gamma ray máximos y mínimos por formación.……………...……..…… 69
57. Resultados Leak of Test obtenidos en los pozos FRA-08 y TOM-28…... 81
58. Direcciones de esfuerzos horizontales en el pozo FRA-02…….………... 83
59. Presión de sobrecarga promedio en el campo Franquera……..….......... 93
60. Direcciones de esfuerzos horizontales en el pozo FRA-02..…...……….. 97
61. Densidades de lodo recomendadas, pozo FRA-08..……………………... 104
INTRODUCCIÓN
En la mayoría de los casos la presión de poro y fractura van a depender de
estimaciones indirectas cuando se necesita planificar y ejecutar la perforación de un
pozo debido a que las mediciones directas, a pesar de ser muy confiables, son muy
costosas y generalmente se realizan solo después de haberse perforado el pozo en la
zona productora. Por otro lado, aún cuando se hayan perforado gran cantidad de pozos
en el área, usualmente unos pocos poseen datos de este tipo de prueba.
Éste informe presenta la metodología seguida para llevar a cabo el estudio de
geopresiones en los yacimientos B-1 FRA-0001 y B-4 FRA-0001, en el campo
Franquera. El estudio comprende la determinación de la presión de poro, fractura,
sobrecarga, colapso y el análisis de la posible zona de presiones anormales a partir de
registros sónicos y de las velocidades interválicas de sísmica de superficie; así como
también, el cálculo de la magnitud de los esfuerzos en sitio y el uso de la direcciones de
dichos esfuerzos establecidas en los informes de las empresas de servicio para así
definir la ventana óptima de peso de lodo y la mejor trayectoria a usar durante la
perforación.
Se describe el procedimiento seguido para llevar a cabo la estimación de la presión
de poro, fractura y sobrecarga, mediante el uso de una serie de ecuaciones manejadas
a través del software DrillWorks Predict para el cálculo de geopresiones y el DrillWorks
Geostress en la definición de la ventana operacional.
El trabajo está estructurado en cinco capítulos, en el primero se establece el
problema, los objetivos, la justificación y limitaciones de la investigación. En el segundo
se indican los aspectos generales del área de estudio. En el tercero se presentan
estudios realizados anteriormente y las bases teóricas que sustentan la propuesta. En
el cuarto se establece la metodología implementada en el desarrollo del estudio. En el
capítulo quinto se plantea la solución al problema, se concluye acerca de la
investigación y se dan recomendaciones de la misma. Posteriormente al planteamiento
del trabajo se indican las fuentes bibliográficas y se finaliza el mismo con la
presentación de los apéndices.
CAPÍTULO I
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1. Planteamiento del problema.
En la actualidad la industria petrolera posee un gran numero de yacimientos que se
caracterizan por tener grandes cantidades de reservas remanentes de petróleo, pero se
hace cuesta arriba producirlo al máximo por diversos problemas; tanto mecánicos como
de yacimiento. Nuestra área de estudio no escapa de esta realidad.
El campo Franquera es una fuente importante de reservas de crudos medianos (20-
22 °API) a nivel nacional y ha sido calificado como uno de los más prospectivos en la
zona de occidente; en él, se encuentran los yacimientos B-1 FRA-0001 y B-4 FRA-0001
los cuales poseen un POES de 1525,485 MMBN, unas reservas recuperables de
petróleo probado de 145,505 MMBN, y una producción acumulada de 2,652 MMBN,
evidenciándose que las unidades aún se encuentra en su etapa inicial de desarrollo.
Durante las operaciones de construcción de los pozos del área se presentan diversos
inconvenientes asociados con un diseño inadecuado del fluido de perforación, que se
traduce en el colapso de las paredes del hoyo, la pérdida de circulación del fluido, el
embolamiento de la mecha, fallas en la cementación de los revestidores, problemas en
la toma de registros y el atascamiento de la tubería y de las herramientas utilizadas
durante la perforación, situaciones que originan tiempo y costos adicionales.
La columna estratigráfica a perforar no es homogénea, y antes de alcanzar la roca
yacimiento se deben atravesar formaciones con características diferentes, tal es el caso
de las lutitas, rocas sedimentarias de grano fino de alta porosidad y baja permeabilidad,
que presentan presiones anormales al final de la fase intermedia de 12-1/4. Estas
características y el hecho de que el ochenta por ciento (80 %) de los problemas de
estabilidad de hoyos se presenten en formaciones lutíticas hacen conveniente el
análisis e integración de la información litológica y estructural de la zona a perforar, del
estado de esfuerzos de las formaciones y de las propiedades mecánicas y petrofísicas
de la roca. Todo esto ha impulsado la búsqueda de datos geomecánicos que permitan
calibrar los modelos de estabilidad de hoyos, a fin de reducir la incertidumbre del perfil
de presiones de la zona.
La presente investigación pretende generar un modelo geomecánico que considere
las propiedades petrofísicas del área, ajustando la magnitud y dirección de los
diferentes componentes de esfuerzos en sitio, el cubo de geopresiones, definiendo la
ventana optima de peso de lodo a usar durante la perforación y la dirección más estable
para la perforación, de forma tal que se puedan reducir al máximo los problemas
operacionales.
1.2. Justificación y delimitación de la investigación.
1.2.1. Justificación:
Considerando la necesidad de establecer ventanas operacionales que permitan la
mayor estabilidad del hoyo durante la perforación en el área de Franquera, y reducir los
tiempos y costo durante la construcción de los pozos. Adicionalmente, concluir con la
campaña para la integración de los datos para el estudio geomecánico establecido por
la Gerencia de Ingeniería de Perforación que forma parte de PDVSA Occidente, para
todas las áreas.
El proyecto a realizar es de gran interés y de mucha importancia en el área de la
geomecánica para la industria petrolera venezolana, dado que se va a generar un
aporte teórico y práctico de mucha relevancia, como lo es la interpretación del cubo de
geopresiones y la definición del rango optimo de la densidad del fluido de perforación.
Adicionalmente, el estudio aportará conocimientos relevantes acerca del uso de
herramientas computarizadas donde se aplican distintas disciplinas tales como
petrofísica, geología y perforación que servirán como soporte para formular el plan
orientado a la perforación del campo, y de esta manera minimizar los problemas
operacionales que podrían existir en perforaciones futuras.
1.2.2. Delimitación de la investigación.
Espacial: La presente investigación se llevara a cabo en la Gerencia de Ingeniería de
Perforación que forma parte de PDVSA Occidente, Distrito Tierra, área Tierra
Liviano.
Temporal: El presente estudio tendrá una duración aproximada de 6 meses,
contados a partir del mes de mayo de 2011.
Temática: El presente estudio abarca el desarrollo de un modelo geomecánico
integrado con el modelo petrofísico del área de Franquera, que permita establecer la
ventana operacional de fluidos de perforación más apropiadas en el campo de
estudio.
1.3. Objetivos de la investigación.
1.3.1. Objetivo general.
Generar el modelo geomecánico en el campo Franquera, a objeto de optimizar las
actividades de perforación de los pozos.
1.3.2. Objetivos específicos.
Elaborar el cubo de geopresiones en el campo Franquera, con la información
obtenida de los pozos de estudio.
Estimar las propiedades mecánicas de la roca y campo de esfuerzos.
Integrar el modelo petrofísico y geomecánico mediante la relación entre
porosidad, volumen de arcilla y propiedades mecánicas de la roca tales como
módulo de Young, resistencia al confinamiento y ángulo de fricción.
Establecer la ventana operacional de los fluidos de perforación.
Redefinir trayectoria de perforación de los futuros pozos del área.
CAPÍTULO II
ASPECTOS GENERALES DEL ÁREA
2.1. Ubicación del campo Franquera.
El campo Franquera, está ubicado al Este de la denominada Área 8 Sur
correspondiente a la U. P. Moporo, aproximadamente a unos 6 Km. al Este de la costa
del Lago de Maracaibo. El campo cubre una superficie alrededor de 6550 acres.
La exploración del área de Franquera se inició en el año 2005 con la perforación del
pozo exploratorio FRA-01X dentro del área denominado prospecto Franquera, en el
cual se visualizaron muy buenas oportunidades de conseguir hidrocarburos en las
secciones de las formaciones Paují y Misoa, como continuación hacia el Este del
yacimiento Eoceno B Superior VLG-3729. Con la perforación del pozo exploratorio FRA-
01X se descubrieron reservas a nivel de las unidades B-1 y B-4 de la formación Misoa,
oficializándose los yacimientos B-1 FRA-0001 y B-4 FRA-0001.
Figura 1. Ubicación geográfica del yacimiento B-1 FRA-0001. Fuente: Departamento de Yacimiento Distrito Tomoporo (2011).
El campo Franquera representa actualmente un activo de gran importancia para
PDVSA Occidente ya que una vez comprobada su gran potencialidad, se ha diseñado
un plan de desarrollo para este campo que apalancará en una buena medida los
compromisos de producción adquiridos por la División.
2.2. Marco estratigráfico.
La secuencia estratigráfica en el campo Franquera, esta constituida de base a tope
como se describe a continuación:
La secuencia inicia con la formación Misoa de edad Eoceno Inferior a Medio,
integrada por areniscas, limolitas y lutitas de ambiente fluvio-deltáico. Suprayacente a
esta y en contacto concordante se encuentra la formación Paují, de edad Eoceno Medio
a Superior representada por un ambiente marino. Ha sido dividida en dos unidades
estratigráficas, la unidad Superior conformada por las lutitas de la formación Paují
(erosionada en el tope por la discordancia del Eoceno) y la unidad Inferior conformada
por las arenas basales de la formación Paují (A-10). De forma discordante y
suprayacente a la formación Paují se encuentra la formación La Rosa, de edad
Mioceno, representada por sedimentos de origen marino. Suprayacentes se depositaron
las formaciones Lagunillas y La Puerta, ambas de edad Mioceno, compuestas por
depósitos marinos deltáicos y continentales respectivamente. La secuencia prosigue
con la formación Onia de edad Plioceno y ambiente lacustre y culmina con la formación
El Milagro, de edad Pleistoceno y ambiente fluvio-deltaico.
La formación Misoa, corresponde a la unidad estratigráfica prospectiva en el área.
Está dividida operacionalmente en los miembros informales denominados “Arenas B” y
“Arenas C”. La sección superior de la formación Misoa la integran las “Arenas B"
clasificadas en B-Superior (B-1 a B-5) y B-Inferior (B-6 y B-7); mientras que la sección
Inferior la constituyen las “Arenas C”, divididas a su vez en C-Superior (C1-C3) y C-
Inferior (C4-C7). Subyacente y en contacto discordante encontramos las calizas de la
formación Guasare de edad Paleoceno. La siguiente figura resume la estratigrafía
presente en los yacimientos B-1 FRA-0001 y B-4 FRA-0001.
Figura 2. Columna estratigráfica de los yacimiento B-1 y B-4 FRA-0001. Fuente: Departamento de Yacimiento Distrito Tomoporo (2010).
2.3. Marco estructural.
La estructura del campo Franquera se interpreta como una continuación
correspondiente al yacimiento Eoceno B-Superior VLG-3729, y está constituida por un
homoclinal de rumbo O-E con un buzamiento suave de 3 a 5 grados hacia el Sur.
Está limitado al Norte, por la falla normal VLG-3729 con dirección ONO-ESE y
buzamiento hacia Nor-Noreste; al Sur limita con la falla inversa con dirección NO-SE y
buzamiento hacia el Norte, denominada falla VLG-3783 y por otra falla inversa con
dirección NE-SO, buzamiento hacia el Oeste. Al Oeste con una zona de fallas normales
denominadas Fallas "Pasillo", que buzan al Este. El límite Este, está constituido por una
falla normal y buzamiento hacia el Este, denominada falla TOM-1X. Las fallas internas
del yacimiento son normales y desplazamientos que varían de 50 y 200 pies.
Limite Norte Falla VLG-3729
Limite Este Falla TOM-0001
Limite Oeste Falla Pasillo
Limite Sur Falla VLG-3783
FRANQUERA
LAGO DE MARACAIBO
Figura 3. Mapa estructural del campo Franquera. Fuente: Departamento de Yacimiento Distrito Tomoporo (2010).
2.4. Sistema petrolífero.
Roca madre
En la secuencia del área, se destaca principalmente la formación La Luna, de edad
Cretácico Tardío, como la roca madre por excelencia, generadora del 98% de los
hidrocarburos presentes, debido a su riqueza en materia orgánica (Kerógeno tipo II, de
origen marino).
Esta unidad está integrada por calizas y lutitas orgánicas en proporciones iguales y
presenta un espesor promedio de 70 m (230 pies); se considera que dicho espesor se
mantiene constante en el área.
Migración
La estructura del área Franquera estuvo recibiendo hidrocarburos generados por la
cocina Eocena y posteriormente biodegradados (Figura 4), esta cocina se localiza al
Noreste del prospecto y la primera fase de migración ocurre durante 50-38 M.a.
Posteriormente, vuelve a recibir aportes de crudos frescos generados por la cocina
Miocena-Reciente ubicada al Suroeste, durante una segunda fase de migración (10-0
M.a.).
La primera migración ocurre a través de las rocas madres cretácicas, luego
comunicada por fallas y discordancias hacia los yacimientos de edad Eoceno (Arenas
“B” de la Fm. Misoa).
Sobre la base de las características generales y la distribución de los marcadores
biológicos, el petróleo acumulado en las arenas "B" superior de la Fm. Misoa, en los
pozos localizados en los alrededores de los prospectos Franquera, presenta una
madurez intermedia con claras evidencias de mezcla de crudos biodegradados con
crudos no biodegradados.
Figura 4. Rutas probables de migración del hidrocarburo para el área de Franquera. Fuente: Departamento de Yacimientos Distrito Tomoporo (2011).
Acumulación
Las acumulaciones de hidrocarburos están dominadas por factores estratigráficos y
estructurales. Estas se encuentran contenidas en las arenas “B” de la formación Misoa. De
acuerdo a los resultados obtenidos del pozo exploratorio FRA-01X, se evidenció
acumulaciones de hidrocarburos en la estructura, específicamente en los niveles B-1, B-3
y B-4.
Retención
Las lutitas intraformacionales de la formación Misoa, proporcionan sellos verticales
para la retención de hidrocarburos. Su espesor varía típicamente entre 50 y 200 pies.
En la parte superior de la secuencia se presenta un sello regional como son las lutitas
de la formación Paují de edad Eoceno.
De acuerdo a los resultados obtenidos con la perforación del pozo FRA-01X,
nuevamente se ratificó el carácter sellante de las lutitas de la formación Paují.
2.5. Descripción de los yacimientos B-1 FRA-0001 y B-4 FRA-0001.
2.5.1. Yacimientos B-1 FRA-0001 y B-4 FRA-0001.
Los yacimientos B-1 FRA-0001 y B-4 FRA-0001, se encuentran ubicados al Sureste
del parcelamiento Tomoporo, al Este de la costa del Lago de Maracaibo.
La estructura se interpreta como una continuación correspondiente al yacimiento
Eoceno B-Superior VLG-3729, el yacimiento B-1 FRA-0001 y el yacimiento B-4 FRA-
0001, está limitado al Norte, por la falla normal VLG-3729 con dirección ONO-ESE y
buzamiento hacia Nor-Noreste; al Sur el yacimiento B-1 FRA-0001 presenta un limite
arbitrario a -15416 pies TVDss, mientras que el yacimiento B-4 FRA-0001 presenta un
limite arbitrario a -16608 pies TVDss. Al Oeste dichos yacimientos están limitados por
una zona de fallas normales denominadas fallas "Pasillo", que buzan al Este. El límite
Este, está constituido por una falla normal y buzamiento hacia el Este, denominada falla
TOM-1X.
FRA-05
FRA-04
FRA-03FRA-01
FRA-02
Figura 5. Mapa estructural al tope de la unidad B-4 (Yac. B-4 FRA-0001). Fuente: Departamento de Yacimientos Distrito Tomoporo (2010).
2.5.2. Descripción sedimentológica.
Dado que en el área del pozo FRA-01X, no se cuenta con información de núcleo, el
modelo sedimentológico fue extrapolado del yacimiento "B Superior VLG-3729". La
asociación de facies sedimentarias, bioestratigrafía e icnofacies identificadas en los
núcleos de los pozos VLG-3890 y VLG-3891 (recuperados a nivel de la unidad B-1), así
como los núcleos de los pozos VLG-3829, VLG-3863 y VLG-3873, (unidades B-2, B-3 y
B-4), fueron depositadas bajo un sistema fluvio-deltaico, con una dirección preferencial
de sedimentación desde el Sur hacia el Norte.
La unidad B-1, en el yacimiento "B Superior VLG-3729", está constituida por un
sistema depositacional próximo-costero de isla barrera con depósitos de plataforma,
anteplaya, barras costeras, canales de mareas y lagunas costeras. Los depósitos de
esta unidad muestran en general, tendencias de engrosamiento granulométrico hacia el
tope y los patrones de apilamiento, a gran escala, revelan un sistema progradante.
Formación Misoa unidad “B-1” (Eoceno)
Esta unidad “B-1”, está representada por areniscas de color gris claro, cuarzos
cristalinos, grano medio a fino y muy fino, friable a moderadamente consolidada, sub-
redondeado, regular selección, intercaladas por lutitas gris claro, laminares, en parte
astillosa.
Formación Misoa “B-4” (Eoceno)
La sección de la unidad “B-4”, presenta areniscas gris claro, cuarzo cristalino, en
parte marrón, grano fino a medio, moderadamente consolidada, en parte friable, sub-
redondeado, regular a buena selección, intercaladas por lutitas gris claro a oscuro,
moderadamente dura a dura, carbonosa, limosa, pirítica laminares, astillosa. Mostrando
algunas estratificaciones con material arenoso muy fino.
La secuencia estratigráfica y ambiente sedimentario para el área de Franquera, se
interpreta como una continuidad lateral de las arenas a nivel del objetivo B-1, tal como
se observó en el pozo TOM-08 y FRA-01X.
En este ambiente sedimentario se presenta un sistema de barras, a igual que los
canales estuarinos, con excelentes característica como roca almacén. Las litofacies
predominantes de acuerdo al análisis de núcleo son las de tipo S3 y S11, el contacto se
presenta transicional hacia la base y abrupto hacia el tope (electrofacies y núcleos).
2.5.3. Descripción de litofacies.
En los intervalos comprendidos entre 15000 -16725 pies se reconocieron las
diferentes facies de la formación Misoa en las secciones finas a través de una
comparación visual con las secciones del pozo MOT–37, donde se identificaron las
litofacies S2, S11, S1 y ocasionalmente S3.
Facies S3: Fragmentos de arenisca de grano medio a grueso, angulares a
subangulares, con escogimiento de moderado a bueno, con presencia de material
arcilloso y cemento silicio.
Facies S11: Fragmentos de arenisca de grano fino a medio, subangulares a
subredondeadas moderadamente escogidas, y cementación silícea hay ausencia de
laminas de material arcilloso.
Facies S1: Fragmentos de arenisca de grano fino a medio subangulares a
subredondeadas moderadamente escogidas, y presentan laminas de material
arcilloso.
Facies S2: Fragmentos de arenisca de grano fino, angulares a subangulares, con
escogimiento de moderado a bueno, ocasionalmente presentan láminas muy
delgadas y discontinuas de material arcilloso y cementación silícea.
2.5.4. Datos básicos de los yacimientos.
Yacimiento B-1 FRA-0001
Tabla 1. Datos básicos del yacimiento B-1 FRA-0001.
YACIMIENTO B-1 FRA-0001 POES 1098,9 MMbls
Factor de Recobro 8,1% (Oficial)
Reservas Recuperables 89.007 MBls
Producción Acumulada 6.998 MBls
Reservas Remanentes 82.009 MBls
%AyS 2
API 20°
Pi 6874 Lpc
P(Actual Promedio): 6300 Lpc
Pb 1500 Lpc
Formaciones Productores Eoceno B- superior B-1
H (Pies): 600’
Porosidad (Φ) 16%
Permeabilidad (k) 466 mD
Profundidad Promedio 18000 Pies
Mecanismo de Producción Expansión Roca Fluido.
Método de Levantamiento FN
Producción a Noviembre 6984 MBNPD
Producción de Agua 66 BD
Producción de Gas 1655 MPCD
N° De Pozos Activos 2
N° Pozos Inactivos 0
Fuente: Departamento de Yacimiento Distrito Tomoporo (2010).
Yacimiento B-4 FRA-0001
Tabla 2. Datos básicos del yacimiento B-4 FRA-0001.
YACIMIENTO B-4 FRA-0001 POES 735,4 MMbls
Factor de Recobro 12,5% (Oficial)
Reservas Recuperables 91.920 MMBls
Producción Acumulada 0,592 MMBls
Reservas Remanentes 90.609 MMBls
%AyS 2
API 24,6°
Pi 7300 Lpc
P(Actual Promedio) 6400 Lpc
Pb 1447 Lpc
Formaciones Productores Eoceno B-superior B-4
H (Pies) 300’
Porosidad (Φ) 15%
Permeabilidad (k) 15-85 mD
Profundidad Promedio 16500 Pies
Mecanismo de Producción Expansión Roca Fluido
Método de Levantamiento FN
Producción a Noviembre 1.966 MBNPD
Producción de Agua 41 BD
Producción de Gas 414 MPCD
N° De Pozos Activos 1
N° Pozos Inactivos 0
Fuente: Departamento de Yacimiento Distrito Tomoporo (2010).
2.6. Propiedades de los fluidos.
Durante la fase de evaluación del pozo exploratorio FRA-01X se tomaron muestras
de fluidos de las unidades B-1, B-3 y B-4 para el posterior análisis PVT, cuyos
resultados arrojaron las siguientes propiedades de los fluidos.
Tabla 3. Propiedades de los fluidos de los yacimientos B-1 y B-4.
Propiedades de los fluidos
Análisis Fluido “B-1”
Análisis Fluido “B-3”
Análisis Fluido “B-4”
°API 20.0 22.2 24.6
Bob (by/bn) 1.188 1.185 1.250
Boi (by/bn) 1.139 1.127 1.152
Pi (lpca) 6874 7262 7320
Pb (lpca) 1500 1405 1447
Rsi (pc/bn) 186 166 190
Cw (1/lpc) 3.8856x10-6
3.8356x10-6
3.71491x10-6
Cf (1/lpc) 4.066x10-6
4.378x10-6
4.211x10-6
Fuente: Departamento de Yacimiento Distrito Tomoporo (2010).
2.7. Evaluación petrofísica.
En el área de Franquera, la unidad “B Superior” perteneciente a la formación Misoa,
es la que presenta las mejores prospectividades desde el punto de vista petrofísico para
el pozo FRA-01X. Igualmente fueron identificadas diferentes unidades de flujo, así como
la variación de los valores de porosidad con la profundidad, mientras que el
comportamiento de la permeabilidad varía de acuerdo a la calidad de roca.
El contacto neto de Petróleo/Agua interpretado por la evaluación petrofísica se ubica
en la unidad “B-4” a una profundidad aproximada de 16145 pies, caracterizándose por
presentar una alta saturación de agua de alrededor de un 80%.
De igual manera se detectó una alta prospectividad a nivel del Cretácico en un
intervalo aún no definido. Este intervalo presenta alta prospectividad y se encuentra en
la última sección perforada por el pozo, exactamente a la profundidad de 18944 pies a
19090 pies, correspondientes a la formación Colón a partir 19065 pies. El espesor que
va desde 18944 pies hasta 19065 pies corresponde a una sección formacionalmente no
definida. Para edad Paleoceno la prospectividad determinada es baja, evidenciada con
espesor de arena neta petrolífera de 41 pies en un total de arena neta de 730 pies.
2.7.1. Unidad “B-1”, formación Misoa.
Esta unidad es la que presenta mejor prospectividad, caracterizándose por tener una
arena neta petrolífera de 255 pies (Figura 6). Los intervalos más prospectivos se
encuentran ubicados en el tope de esta unidad. El valor de porosidad promedio es de
16%, las saturaciones de agua se encuentran alrededor de 15-30% y las
permeabilidades en el rango de 100-600 mD.
En cuanto a la calidad del hoyo en las zonas prospectivas se considera muy buena
por no presentar derrumbes. En cuanto a las presiones originales presenta un valor
promedio de 6950 lpc, con lo que se concluye que esta es una zona de muy alta
prospectividad.
Figura 6. Evaluación petrofísica de la unidad “B-1”. Fuente: Departamento de Yacimiento Distrito Tomoporo (2010).
2.7.2. Unidad “B-4”, formación Misoa.
Esta unidad se caracteriza por presentar alta prospectividad, con valores de arena
neta de 224 pies y una arena neta petrolífera de 168 pies. En cuanto a la calidad de
roca los valores de porosidad están en el rango de 10-12%, saturaciones de agua entre
25-30% y permeabilidades en el rango de 15-85 mD.
La calidad del hoyo en las zonas prospectivas se considera muy buena por no
presentar derrumbes en dichos intervalos. La presión original es de 7420 lpc, con lo que
se concluye que ésta es una zona de muy alta prospectividad. (Figura 7).
Figura 7. Evaluación petrofísica de la unidad “B-4”. Fuente: Departamento de Yacimiento Distrito Tomoporo (2010).
A continuación se muestra una sección estratigráfica en B-1.0 y otra en B-4.0, que
muestran la excelente continuidad lateral, desde el punto de vista estratigráfico,
litológico y petrofísico, a nivel de la unidad B-1 y B-4, respectivamente, del área de
Franquera, principalmente en las zonas de mayor interés, que son las unidades de B-1
y B-4, las cuales están representadas por los yacimientos B-1 FRA-0001 y B-4 FRA-
0001:
Sección en B-1
Figura 8. Sección estratigráfica del yacimiento B-1 FRA-0001. Fuente: Departamento de Yacimiento Distrito Tomoporo (2010).
Sección en B-4
Figura 9. Sección estratigráfica del yacimiento B-4 FRA-0001. Fuente: Departamento de Yacimiento Distrito Tomoporo (2010).
2.8. Presiones.
Las presiones registradas por el probador de formación fueron corroboradas con las
obtenidas durante las pruebas de producción Drill String Test (DST). A nivel de la
unidad B-4 la prueba DST arrojó una Presión de fondo de 7360 lpc mientras que a nivel
de B-1 arrojó una presión de 7372 lpc.
Al comparar las presiones originales con las presiones registradas en el pozo FRA-
02 se pudo observar una pequeña declinación energética a nivel de B-1, condición que
habría de esperarse debido al drenaje de fluidos originado en el pozo FRA-01X. Por
otro lado a nivel de la unidad B-4 también se observa una leve disminución de la
presión, situación que representa un punto de atención si se toma en cuenta que no
existía para el momento de la realización del registro ningún pozo drenando en esta
unidad. El único drenaje que había sufrido esta unidad estaba representado por la
prueba DST realizada en el pozo FRA-01X. Sin embargo, la presión de yacimiento
estimada por medio de la prueba de restauración de presión indica una presión en B-4
de 7477 lpc muy cercana a la presión original.
En la unidad B-1 la presión obtenida de la interpretación de la prueba de restauración
fue de 7247 lpc y fue comprobado con el valor de presión promedio obtenido con el
RCI (Instrumento de caracterización de yacimiento) el cual resultó de 7304 lpc.
Finalmente se completó el pozo sencillo selectivo en dos zonas, aislando entre
empacaduras las arenas de B-1 Superior y quedando abierta a producción por punta de
tubería los intervalos pertenecientes a B-1 Inferior aportando una producción de
aproximadamente 3000 bnpd. En el mes de febrero de 2008 se abre a producción las
arenas de B-1 Superior en conjunto con las arenas de B-1 Inferior incrementando la
producción del pozo a 4300 bnpd.
Pozo FRA-02: Por su carácter de pozo de avanzada el pozo FRA-02 se evaluó
mediante pruebas DST en las unidades B-1 y B-4 ya que la unidad B-3 resultó poco
prospectiva de acuerdo a la evaluación petrofísica. La primera prueba DST se realizó en
las arenas de B-4 Inferior en el intervalo 16495 – 16515 pies, 16540 -16547 pies, 16550
-16560 pies (37 pies).
Los resultados de las pruebas multitasas realizadas se muestran a continuación:
Tabla 4. Resultados de pruebas multitasas en Misoa B-4 Inferior.
Arena DST Intervalos Período Red.PC
(psi)
Pwf
(psi)
Qp
(BPPD)
Qg
(MMPGD)
CO2
(%)
H2S
(ppm)
AyS
(%)
°API
@ 60ºF
1/8" 1400 - - - 0 0 0 -
1/4" 1058 - 840 0,36 0 0 0 24
1/4" 1050 6250 1030 0,24 8 16 0,4 25
1/4" ** 1033 6316 800 0,22 8 8* 0 25
5/16" 851 6088 1107 0,27 8 8* 0 25
1/8" 1308 6612 325 - 8 8* 0 25
Toma Muestra 1/4" 950 - 900 0,25 9 10* 0 25,1
Fiscalización MENPET 5/16" 830 - 1013 0,28 6 12* 0 25,1
3/8" 688 - 1235 0,33 6 12* 0 25,1
7/16" 584 - 1450 0,39 6 12* 0 25,1
1/2" 501 - 1576 0,43 6 12* 0 25,1
* El valor de H2S, disminuyó, después de inyectarle secuestrante en manifold
** Periodo de flujo, para limpiar sedimentos, luego de observar taponamiento durante el cambio de red. de 1/4" a 5/16"
Misoa B-4
Inferior1
16495'-16515'
16540'-16547'
15550'-16560'
Limpieza
Multitasa
Barrido de Reductores
Fuente: Departamento de Yacimiento Distrito Tomoporo (2010).
El daño estimado fue de 1,24 mientras que la permeabilidad estimada a través de la
prueba de restauración fue de 94,5 mD, frente a 5 mD obtenido mediante el análisis de
registros. La unidad posee una alta transmisibilidad, con una capacidad de flujo (kh) de
3500 mD.ft. Se asentó tapón de hierro a 16455 pies.
La segunda prueba DST se realizó en las arenas de B-4 Superior en los intervalos
16362 -16380 pies, 16385 – 16405 pies (38 pies). Los resultados de las pruebas
multitasas realizadas se muestran a continuación:
Tabla 5. Resultados de pruebas multitasas en Misoa B-4 Superior.
Fuente: Departamento de Yacimiento Distrito Tomoporo (2010).
El daño estimado fue de 0.44 y la permeabilidad estimada a través de la prueba de
restauración es de 116 mD, en comparación con la obtenida mediante el análisis de
registros eléctricos, la cual era de 10 a 30 mD.
La unidad posee una alta transmisibilidad, con una capacidad de flujo (kh) de 4410
mD.ft. Se asentó tapón de hierro a 15820 pies. Asentó tapón de hierro a 15140 pies.
La tercera prueba DST se llevó a cabo en las arena de B-1 Inferior en los intervalos
15162 -15218 pies, 15232 – 15276 pies, 15417 – 15440 pies (123pies). Los resultados
de las pruebas multitasas se muestran a continuación:
Tabla 6. Resultados de pruebas multitasas en Misoa B-1 Inferior - Medio.
Fuente: Departamento de Yacimiento Distrito Tomoporo (2010).
La presión obtenida de la interpretación de la prueba de restauración es 7364 lpc, la
cual es consistente con el valor de presión de 7320 lpc medida con el RCI a hoyo
abierto. El daño estimado fue de 8,13 (moderadamente alto), se considera un daño tipo
turbulencia, debido a la alta capacidad de flujo de la formación, lo cual crea flujo
turbulento, al nivel de las perforaciones. La permeabilidad estimada a través de la
prueba de restauración es de 341,5 mD, en comparación con la estimada mediante el
análisis de registros eléctricos, la cual es de 10 a 100 mD.
La cuarta y última prueba DST se realizó en las arenas de B-1 Superior en los
intervalos 15000 -15030 pies, 15038 – 15082 pies, 15090 – 15110 pies (94 pies). Los
resultados de las pruebas multitasas se muestran a continuación:
Tabla 7. Resultados de pruebas multitasas en Misoa B-1 Superior.
Fuente: Departamento de Yacimiento Distrito Tomoporo (2010).
El daño estimado es de 1,93 y la permeabilidad estimada a través de la prueba de
restauración es de 482,9 mD, en comparación con la observada mediante el análisis de
registros eléctricos, la cual es de aproximadamente 4 a 150 mD.
2.9. Reservas.
El POES del yacimiento B-4 FRA0001 se contabilizó según libro de reservas oficial de
2010 en 735,4 MMBls, 91.9 MMBls de reservas recuperables y reservas remanentes en
el orden de 90.6 MMBls. En lo que respecta del yacimiento B-1 FRA0001, presenta un
POES asociado de 1098,9 MMBls, reservas recuperables de 89 MMBls con 82 MMbls
de reservas remanentes. De acuerdo a lo anterior, se puede deducir que el 100 % de
los yacimientos que conforman el campo Franquera, se encuentran en una fase de
explotación de desarrollo con sus reservas casi intactas.
CAPITULO III
MARCO TEÓRICO
3.1. Antecedentes de la Investigación.
García Patricia. Generación del Modelo Geomecánico que Permita Optimar la
Perforación de los Pozos de Área 7 Alto de Ceuta. Maracaibo, Junio de 2009. El
presente trabajo tiene como finalidad generar el modelo geomecánico que permita
optimar la perforación en los pozos de Área 7 Alto de Ceuta. Los pozos perforados en
esta área se han visto afectados por problemas operacionales particularmente en el
hoyo intermedio y de producción posiblemente ligados a la inestabilidad del hoyo. Esta
investigación propone determinar la magnitud y dirección de los diferentes componentes
de esfuerzos en sitio, el cubo de geopresiones y la definición de la ventana operacional
a usar durante la perforación de los mismos, para permitir reducir al máximo el riesgo
de problemas operacionales atribuibles a la hidrostática de los fluidos de perforación. Es
importante resaltar que las secciones que presentan mayores eventos asociados a la
estabilidad de hoyo (apoyos, arrastres, torques y pega de tubería), son en el hoyo
intermedio y el de producción.
Higuera Angélica y Paredes Eva. Evaluación de Estabilidad de Hoyo en los Pozos
Inclinados del Área Central Campo Barua. Cabimas, Junio de 2007. Esta investigación
consistió en analizar los estudios del modelo de estabilidad de hoyo realizados área
central del campo Barúa, contemplando la caracterización mecánica de las formaciones
para determinar la resistencia de la roca, la determinación del campo de esfuerzos en
sitio, para el cálculo de las densidades de lodo límites para evitar tanto el colapso como
la fractura de las paredes del hoyo, durante la fase de perforación, así como también el
efecto de la temperatura, en fluidos base aceite y el intercambio catiónico en los fluidos
base agua inhibidos.
Álvarez Darbeni y Berrios Raquel. Evaluación del Modelo de Estabilidad de Hoyo
Existente en el Yacimiento VLG-3729, Área 8 Sur, Campo Ceuta. Maracaibo, Marzo de
2007. Este trabajo especial de grado tiene como objetivo evaluar el modelo de
estabilidad de hoyo existente en el Yacimiento VLG-3729, Área 8 Sur, Campo Ceuta,
pues la perforación de pozos se ha visto afectada por problemas operacionales
particularmente en el hoyo intermedio y de producción posiblemente ligados a la
inestabilidad de hoyo. Propone el ajuste de la magnitud y dirección de los diferentes
componentes de esfuerzos en sitio, el cubo de presiones y la definición de la ventana
óptima de peso de lodo a usar durante la perforación que permita reducir al máximo el
riesgo de problemas operacionales atribuibles a la hidrostática de los lodos. Se
concluye que los intervalos en los que se pueden presentar mayores eventos asociados
a la estabilidad de hoyo (apoyos, arrastres, torques y pega de tubería) ocurren a
profundidades de 9500-10500 pies y de 11400-14500 pies para la Región 1 y en la
Región 3 de 12000-16400 pies. Se recomienda perforar pozos inclinados en la dirección
de los esfuerzos horizontales mínimos ya que el régimen de fallas es normal; así como
también, mantener el modelo de geopresión incorporando los valores de presión
tomados en el monitoreo de los pozos perforados y en los nuevos al simulador, de
manera de obtener la presión de poro en el tiempo para todo el yacimiento en cualquier
punto de coordenadas elegidas para la perforación de los pozos.
Santos Jackelin y Rivera Liliana. Modelo de Estabilidad de Hoyo de los Pozos
Altamente Inclinados de la Región 1 y 3 del Yacimiento VLG-3729 (Tomoporo Tierra).
Cabimas, Febrero de 2006. Esta investigación consistió en analizar los estudios del
modelo de estabilidad de hoyo realizados al Yacimiento VLG-3729 (Tomoporo-Tierra),
los frecuentes problemas asociados a inestabilidad de hoyo (apoyos, arrastres,
torques, atascamiento de tubería, repasos) y los tiempos de perforación en las
secciones intermedias 12 ¼” y de producción 8 ½” en los pozos altamente inclinados.
Se obtuvo los resultados en cuanto al rango de peso de lodo adecuado para perforar
con el menor riesgo posible, así como también la reducción de los tiempos y costos de
perforación.
PDVSA – INTEVEP. Estudio y Evaluación del Modelo de Estabilidad para los Pozos
TOM-12 Y TOM-13 Ubicados en Área 8, Campo Ceuta – Tomoporo. Los Teques,
Noviembre de 2005. Este trabajo se basa en la aplicación de la metodología integrada
de estabilidad de hoyo que combina una exhaustiva búsqueda de información
(registros) en los pozos vecinos, interpretación geomecánica generada hasta el
momento, así como la experiencia operacional de los pozos inclinados previos (TOM-10
y TOM-11) perforados en el área. Dicho trabajo se enfocó en la evaluación del modelo
generado a través de la experiencia y la toma de información de los pozos TOM 12 y
TOM-13. Como resultado, se ha observado en los nuevos pozos una reducción de más
del 50 % de los tiempos de perforación.
HALLIBURTON. Análisis de Geomecánica e Inestabilidad de Hoyo en el Área Ceuta
Tomoporo y Recomendaciones para la Perforación de los Pozos en el Área de Tierra.
Las Morochas, Octubre de 2003. Este trabajo presenta un análisis preliminar de
estabilidad de hoyo con la data del Campo Ceuta-Tomoporo. El objetivo del estudio es
entender la causa de la inestabilidad de hoyo presentada durante la perforación de los
pozos VLG-3868, VLG-3869 con muchos problemas operacionales e imposibilidad de
alcanzar los objetivos completamente y cierto grado de breakouts en los pozos TOM-07,
TOM-08 y TOM-09 que si bien no generaron grandes problemas operacionales sirven
para ayudar al entendimiento del problema. Dicha inestabilidad genero grandes
ensanchamiento de hoyo, pobre limpieza, imposibilidad de viajar sin bomba, y
finalmente empaquetamiento.
SCHLUMBERGER. Bases de Diseño “No Drilling Surprises” (Nds), para la Perforación
de Pozos Altamente Inclinados del Campo Tomoporo. Las Morochas, Enero de 2002.
Este proceso se basa en análisis y predicción antes de la perforación, el cual es
ejecutado y actualizado en tiempo real durante la perforación del pozo con la finalidad
de diagnosticar la causa de los problemas asociados a la estabilidad de hoyo, mediante
información de registros eléctricos, sísmicas, reportes de perforación, sumarios,
informes geológicos, pruebas de presión, estudios geomecánicos previos, descripción
de núcleos y ripio, de igual manera, se presenta la idea de perforar pozos de alta
extensión para lograr desde una misma localización llegar a casi todos los lados del
campo, esto es posible mediante la construcción de pozos con 70 grados de inclinación,
así como iniciar la perforación del primer pozo en dirección de los máximos esfuerzos
de 155 o 335 grados de azimut.
PDVSA – INTEVEP. Análisis Geomecánico para Pozos Altamente Inclinados en la
Formación Misoa del Campo Ceuta área 8. Los Teques, Agosto de 2000. Este trabajo
presenta los resultados de un análisis geomecánico de estabilidad de hoyo realizado en
las arenas B–4 del campo Ceuta Área 8. El mismo abarca la caracterización
geomecánica de muestras de núcleo del pozo VLG-3863 en B-4.1, B-4.2, B-4.3, B-4.6,
donde se determinaron las constantes elásticas, valores de resistencia y condiciones de
falla de la roca, así como la revisión de la dirección y magnitud del campo de esfuerzos
presente en la zona, el estudio de la declinación de presión y las historias de
perforación de los pozos vecinos. También se realizo una simulación de las condiciones
de perforación para pozos altamente desviados, con modelos elásticos y
elástoplasticos, con la que se obtuvo la dirección optima de perforación y la ventana
operacional del peso de lodo.
3.2. 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.
3.3. Aplicaciones geomecánicas en la industria petrolera.
A continuación se muestra un resumen de las aplicaciones de la geomecánica dentro
de la industria petrolera.
Perforación:
Estabilidad de hoyo bajo balance
Trayectoria de pozos
Planificación y ubicación de pozos de alcance extendido (ERW)
Selección de mechas
Inyección
Producción:
Control y prevención de la producción de arenas
Fracturamiento hidráulico
Colapso de revestidotes
Cañoneo
Hoyo desnudo
Yacimiento
Inyección de agua
Identificación de fracturas
Cambios de permeabilidad
Compactación y agotamiento
Superficie
Fenómenos de subsidencia
3.4. 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 uso 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 subsidencia 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.
3.5. Propiedades físicas de las rocas.
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. La
porosidad puede expresarse indistintamente en fracción o porcentaje.
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. La unidad de permeabilidad es el Darcy.
Presión de poro: La presión de poro de la formación es la presión ofrecida por los
fluidos contenidos en los poros de la roca y 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 0,433 Lpc/pie.
3.6. Propiedades mecánicas de las rocas.
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.
Figura 10. Relación esfuerzo-deformación. Fuente: Alexander Marcano (2001).
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:
E
zzzz
(Ecuación Nº 1)
Si el módulo de Young es medido a través de un experimento dinámico, entonces
está definido según la siguiente relación:
))(1)((2)( zvdzdzEd (Ecuación Nº 2)
Relación de Poisson (): 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.
zz
yyv
(Ecuación Nº 3)
Si dicho módulo se estima a partir de un experimento dinámico, se puede obtener
utilizando la siguiente relación:
22
22
2
)2()(
VsVp
VsVpzvd
(Ecuación Nº 4)
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.
Figura 11. Ejemplos de anisotropía intrínseca (litología) y producida por esfuerzos. Fuente: Marcano, A. (2001).
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.
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.
3.7. 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 (r), una
componente de esfuerzo tangencial que actúa alrededor de la circunferencia del hoyo
(), y una componente de esfuerzo axial que actúa paralelo a la dirección del hoyo (z),
tal y como se observa en la figura 12.
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.
Axial z
Radial r
Tangencial
Tangencial
Radial r
Falla tensil debido a esfuerzo tangencial negativo
Figura 12. Muestras de esfuerzos de corte y tracción en la roca. Fuente: Alexander 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
12). 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.
Figura 13. Esfuerzos principales y planos principales. Fuente: Marcano, A. (2010).
3.8. 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 (h) y una componente de
esfuerzo horizontal máximo (H). 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 del esfuerzo horizontal máximo, 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.
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 14). 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.
Figura 14. Componentes del campo de esfuerzos in-situ.
Fuente: Marcano, A. (2001).
Régimen de esfuerzos: Dependiendo de las magnitudes relativas de cada esfuerzo,
se pueden definir tres regímenes de esfuerzos como se indica en la siguiente figura.
H > v > h
H > h > v
v >H > h Normal
Transcurrente
Inversa
Figura 15. Régimen de esfuerzos. Fuente: Zambrano, O. (2009).
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.
Alrededor del año 1900, el ingeniero Alemán Otto Mohr generalizó el criterio de
Coulomb y 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 . 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. Como criterio de falla se
adoptó para esta investigación el criterio de Mohr-Coulomb el cual posee la ventaja de
ser lineal (Figura 16). 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.
Figura 16. Representación del modelo de falla de Mohr-Columb. Fuente: Alexander Marcano (2001).
3.9. Estabilidad geomecánica.
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 perforación, al igual que su
tiempo de exposición y su interacción con la formación.
Los cambios de temperatura.
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 17) en coordenadas cilíndricas son:
a) Esfuerzo tangencial (): 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.
b) Esfuerzo axial (z): 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.
c) Esfuerzo radial (r): 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.
Esfuerzo
axial - z
Esfuerzo
radial - r
Esfuerzo
tangencial -
Ph
Figura 17. Vista transversal y vista anular de los esfuerzos que actúan en el hoyo. Fuente: Marcano, A. (2001).
GLOSARIO
Ángulo de desviación: ángulo indicado en grados hacia el cual se desvía el pozo
desde la vertical.
Apoyo: ensanchamiento de una formación inestable encima y/o debajo de una
formación más estable.
Arcilla: partículas menores a 2 micrones, formada principalmente por un silicato de
aluminio.
Arena: conjunto de partículas de rocas disgregadas formada por sílice.
Arenisca: rocas sedimentarias porosas y permeables formadas por partículas de
diferentes componentes minerales.
Arrastre: fuerza opuesta al movimiento cuya magnitud depende de la fuerza normal y
del coeficiente de fricción entre el plano inclinado y la superficie de la sarta que está
siendo soportado por la formación.
Atascamiento de tubería: atascamiento causado por el desgaste de la mecha al
perforar largas secciones de formaciones abrasivas.
Azimut: ángulo medido desde el norte hasta el hoyo en dirección este, con base a la
escala completa del círculo de 360°.
Breakouts: ampliación del diámetro nominal del hoyo por desmoronamientos
provocados por las tensiones de corte, inducidas por la redistribución local de los
esfuerzos durante la fase de perforación.
Buzamiento: ángulo entre el plano de estratificación de la formación y un plano
horizontal imaginario, medido en un plano vertical perpendicular al rumbo.
Colapso: representa las condiciones de falla por corte, y es a través de este que se
establece el peso de lodo mínimo necesario para mantener la integridad del hoyo.
Deformación: variación en la configuración original de la masa rocosa, debido a la
aplicación de una fuerza.
Discordancia: superficie que representan un periodo de erosión o no-deposición en
una secuencia de estratos.
Embolamiento de la mecha: este problema consiste en la pérdida de la
funcionabilidad de la mecha de circular lodo. Estos problemas suelen ocurrir en la
presencia de arcillas altamente reactivas y retrasan considerablemente las tasas de
perforación.
Esfuerzo: campo de fuerzas actuantes sobre el material geológico.
Falla: grieta en los estratos originada cuando las fuerzas tectónicas exceden la
resistencia de los mismos. Los estratos de un lado del plano de falla se desplazan
(hacia arriba, hacia abajo o lateralmente) con relación a sus posiciones originales.
Fluido de perforación (Lodo): fluido con características físicas y químicas apropiadas,
pueden ser aire o gas, agua, petróleo y combinaciones de agua y aceite con diferente
contenido de sólidos. No debe ser tóxico, corrosivo, inflamable pero sí inerte a las
contaminaciones de sales solubles o minerales y estable a altas temperaturas.
Formación: unidad geológica fundamental de la clasificación litográfica, integrada por
capas o depósitos, con características semejantes y de la misma edad.
Fractura: representa las condiciones de falla por tensión y por medio de este se
establece el peso máximo del fluido, donde cualquier valor superior provocaría la
fractura de la formación.
Gradiente de presiones: variación de la presión por unidad de profundidad.
Lutitas: son rocas sedimentarias que constituyen el 75% de las secciones perforadas y
causan el 90% de los problemas durante la perforación de pozos petroleros.
Núcleos geológicos: porción de material de formación que se remueve del pozo con el
menor grado de perturbación posible.
Presión: relación entre la fuerza aplicada y el área donde se aplica dicha fuerza.
Presión de confinamiento: presión lateral a la que está sometida la roca.
Presión de formación: presión de los fluidos contenida en los espacios porosos de una
roca, también se le denomina presión de poro o presión del yacimiento.
Presión de fractura: presión que resiste la formación antes de fracturarse en un punto
dado.
Presión de sobrecarga: presión ejercida por el peso combinado de la matriz de la roca
y los fluidos contenidos en el espacio poroso de esta, sobre un determinado estrato.
Presión hidrostática: presión ejercida por la columna del fluido estático en el pozo.
Profundidad MD: measured depth, profundidad medida a lo largo del eje del hoyo.
Profundidad TVD: true vertical depth, profundidad real medida verticalmente al punto
de estudio.
Pruebas de integridad de presión “Leak off Test”: pruebas realizadas por debajo de
la zapata de la última tubería cementada en el pozo.
Revestidor: tubería colocada en un pozo para evitar derrumbe, controlar presiones y
evitar el flujo de fluidos del pozo hacia la formación, mientras se continúa con la
perforación.
Roca: agregados de minerales constituidos por átomos de elementos químicos tales
como oxigeno, aluminio, hierro, calcio, sodio, potasio, magnesio, titanio e hidrogeno.
Rumbo: ángulo medido desde el norte geográfico hasta la línea de intersección entre
un plano horizontal de referencia y un plano que define la dirección del estrato, (plano
del tope o de la base del estrato).
Torque: es la fuerza por unidad de longitud aplicada para hacer rotar o girar un cuerpo.
Viaje: proceso de sacada y metida de la tubería durante la perforación de un pozo
petrolero.
CAPITULO IV
MARCO METODOLÓGICO
2.10. Tipo de investigación.
Dentro de los parámetros contemplados, se considera la investigación bajo la
modalidad de proyecto factible puesto, que el mismo propone una alternativa de
solución a un problema detectado. En el caso particular, se espera generar un modelo
geomecánico en el campo Franquera, para reducir los tiempos y costos operacionales,
durante las actividades de perforación de los pozos; por otra parte, se considera de
campo, porque la información se obtendrá directamente de la realidad donde se suscita
el problema.
Además, se considera descriptivo, debido a que se realizó la descripción, registro,
análisis e interpretación de las condiciones dadas en un momento determinado. Münch
y Ángeles (1993), señalan que los estudios descriptivos “sirven para explicar las
características más importantes del fenómeno que se va a estudiar en lo que respecta a
su aparición, frecuencia y desarrollo” (p. 30).
También, es importante destacar, que dentro del proceso investigativo, se realizará
una revisión exhaustiva documental, que servirá de base o plataforma en la
comparación del fenómeno estudiado.
2.11. Diseño de investigación.
El diseño de investigación constituye un aspecto fundamental y necesario de todo
proceso investigativo; supone especificar la naturaleza de las comparaciones que
habría de efectuarse; constituyendo además, el plan general del investigador para
obtener respuestas a sus interrogantes o comprobar las hipótesis de investigación. Por
otra parte, desglosa las estrategias básicas que el investigador adopta para generar
información exacta e interpretable.
En cuanto al diseño que se adoptara en esta investigación será el no experimental,
esto se debe a que no se pondrán a prueba, de forma inequívoca, la existencia de
relaciones causales entre una o varias variables independientes y una o varias variables
dependientes. Por lo tanto, no exige un alto grado de control y manipulación por parte
del investigador.
2.12. Población.
En palabras de Morles (1996), la población se refiere “al conjunto para el cual serán
válidas las conclusiones que se obtengan: a los elementos o unidades (personas,
instituciones o cosas) a las cuales se refiere la investigación” (p.17).
Según lo mencionado, la población considerada para el estudio está representada
por 8 pozos perforados en el campo Franquera el cual comprende los yacimientos B-1
FRA-0001 y B-4 FRA-0001, de ésta población se extraerá la información requerida para
ejecutar el estudio.
2.13. Muestra.
La muestra, según Balestrini (1998), se refiere a “un subconjunto de la población
seleccionado por algún método de muestreo, sobre el cual se realizan las
observaciones y se recogen los datos” (p. 5 1).
Basándose en la definición anterior, la muestra de ésta investigación está
representada por los 8 pozos ubicados en el campo Franquera.
A continuación, la tabla 8 presenta un listado de los pozos en estudio:
Tabla 8. Pozos en estudio del campo franquera.
Pozo Objetivo Tipo
FRA-0001X B-4 Vertical
FRA-0002 B-4 Vertical
FRA-0003 B-4 Inclinado
FRA-0004 B-1 Inclinado
FRA-0005 B-4 Inclinado
FRA-0006 B-4 Inclinado
FRA-0007 B-4 Inclinado
FRA-0008 B-4 Vertical
Fuente: Gustavo, C (2012)
2.14. Técnicas e instrumentos de recolección de datos.
Dentro de las técnicas que se empleará para la ejecución del estudio, se encuentran:
la revisión bibliográfica, que en palabras de Bavaresco (1998), se refiere “al análisis
documental que permite la consulta de las fuentes bibliográficas y documentales para
explorar y conocer lo que otros han hecho en relación al problema elegido” (p. 41).
Es así, como la revisión bibliográfica permitirá fundamentar teóricamente el estudio a
realizar a través de las diferentes fuentes documentales y escritas. La aplicación de
esta técnica conllevó a la presentación de los antecedentes de la investigación y la
elaboración de las bases teóricas de la misma. De igual forma, se usará la observación
directa, la cual se utilizará para obtener datos primarios de la investigación los cuales
serán registrados en una plantilla.
2.14.1. Análisis documental.
Se efectuó una búsqueda exhaustiva de trabajos de investigación relacionados con
el tema en cuestión, analizando de forma detallada las fuentes bibliográficas
encontradas, las cuales se describen a continuación:
Se recopilaron los antecedentes, los cuales comprendían trabajos de investigaciones
anteriores que nos permitieron conocer problemáticas existentes en el campo con
respecto a la inestabilidad de hoyo.
Se realizó una revisión de las diferentes bibliografías para conformar el marco teórico
de la investigación.
Se realizó recopilación de data mediante el DFW e informes finales para cada pozo a
estudiar.
Se identificaron de los problemas de arrastres, apoyos, pegas y altos torques así
como los repasos y tiempos asociados a la perforación en los sumarios diarios de
operaciones obtenidos en el DFW para cada uno de los pozos en estudio.
Se realizaron gráficas que permitieron tener una mejor visualización de los
problemas operacionales.
Se buscó Información existente en Internet.
2.14.2. Información de pozos en estudio.
Para la identificación de los principales problemas encontrados en la perforación de
los pozos del campo Franquera; se realizó un resumen operacional de los mismos, ya
que la mayoría de los eventos ocurridos durante la perforación, depende en gran parte
de las características del área donde se lleva a cabo la operación, además; se tiene la
necesidad de contabilizar los problemas ocurridos asociados a la estabilidad de hoyo y
de esta manera tener un modelo optimo.
Para esta investigación se tomaron datos de las siguientes fuentes de información:
Dims for Windows (DFW): El programa DIMS (Data Information Management System)
For Windows, de la empresa LANDMARK; es un programa diseñado para operar con el
sistema Windows de Microsoft que permite almacenar toda la información inherente a
las operaciones de perforación, completación y rehabilitación de pozos. El sistema se
alimenta desde terminales remotas ubicadas en cada uno de los taladros donde se
ejecutan las operaciones. Los supervisores o jefes de equipos introducen los datos y los
transmiten a una base de datos central la cual almacena la información de todas las
áreas operacionales de la corporación con el fin de facilitar la búsqueda de información.
Este programa fue utilizado para la obtención de los parámetros operacionales,
información y reportes diarios de perforación, como por ejemplo reportes de lodo, entre
otros.
Ventana de servicios técnicos petrofísicos: Es una página de la red de PDVSA que sirve
como herramienta al proporcionar información de los pozos pertenecientes a PDVSA,
como: topes formacionales, desviación, historias, completación, núcleos, petrofísica,
mapas, registros, entre otros. La pagina electrónica www.webchannel.com.
2.15. Técnicas de análisis de información.
Para analizar la información recabada se utilizó la técnica de estadística descriptiva,
debido a que permitirá la presentación de los datos desde dos perspectivas: la primera,
la presentación de los datos mediante gráficos, la segunda perspectiva de análisis,
corresponde a la interpretación verbal y la discusión teórica de los hallazgos, lo que
dará lugar a la redacción de las conclusiones y recomendaciones derivadas de la
investigación. Entre los programas utilizados para el análisis de información obtenida
del Dims for Windows y Ventana de servicios técnicos petrofísicos tenemos:
Microsoft Excel: Microsoft Excel es una hoja de cálculo que permite introducir valores
numéricos o datos en las filas o columnas de una hoja de cálculo, y para utilizar estas
entradas numéricas para cosas tales como cálculos, gráficos y análisis estadístico.
Drillworks: Es una solución integrada de geopresiones y geomecánica, que se
diseña para reducir los riesgos de estabilidad del pozo en operaciones de exploración y
perforación, proporciona análisis de geopresiones, la visualización y el análisis
tridimensional, la corrección sísmica de la velocidad, la integridad del sello y el análisis
de la estabilidad del pozo. Puede funcionar en los sistemas operativos de Microsoft
Windows 2000 y de Windows XP.
2.16. Metodología de trabajo.
A continuación se describe la metodología general utilizada para la estimación de la
presión de poro, fractura y sobrecarga con el uso de registros eléctricos, datos
operacionales de los pozos, con el uso del software.
2.16.1. Selección de los pozos para el estudio.
Considerando en el campo Franquera esta en su fase inicial de producción y que los
pozos perforados en el área poseen la información necesaria para el análisis de
estabilidad del hoyo se seleccionaron los siguientes pozos: FRA-01X, FRA-02, FRA-03,
FRA-04, FRA-05, FRA-06, FRA-07, FRA-08.
2.16.2. Identificación de las zonas problemáticas.
La identificación de las zonas problemas contempló la realización de gráficos de
profundidad en función del tiempo, puntualizando los problemas potenciales asociados
a la estabilidad de hoyo: arrastres, apoyos, torques, pega de tubería, influjos, pérdida de
circulación. Estos gráficos se generar a partir de la información aportada por el reporte
del sumario de operaciones que resume en forma detallada la experiencia en la
perforación de cada pozo.
La figura 17 muestra los problemas operacionales asociados a la estabilidad de hoyo
para el pozo FRA-08; de forma similar se construyen los gráficos correspondientes a
cada pozo de estudio.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
12000
13000
14000
15000
16000
17000
18000
19000
26/02/1
1
08/03/1
1
18/03/1
1
28/03/1
1
07/04/1
1
17/04/1
1
27/04/1
1
07/05/1
1
17/05/1
1
27/05/1
1
06/06/1
1
16/06/1
1
26/06/1
1
06/07/1
1
16/07/1
1
26/07/1
1
05/08/1
1
15/08/1
1
25/08/1
1
04/09/1
1
14/09/1
1
Fecha
TV
D (
pie
s)
8,0 8,5 9,0 9,5 10,0 10,5 11,0 11,5 12,0 12,5Densidad
Trayectoria del pozo
Apoyo
Perdida de Circulación
Pega de Tubería
Influjo
XLOT
PIP
Embolamiento
Taponamiento Flow Line
Derrumbes
Topes de Pescado
Gas de Fondo
Side Track
Tight Hole
Topes Formación
Núcleo
Repasos Intérvalos
Arrastre
Torque
Revestidor
Densidad del lodo
Figura 18. Problemas asociados a estabilidad del hoyo, pozo FRA-08. Fuente: Gustavo, C (2012).
2.16.3. Normalización de las curva de rayos gamma (GR) y perfiles de
densidad.
Un paso muy importante a la hora de realizar cualquier análisis donde se utilizan las
curva de rayos gamma y de densidad es la normalización ya que la misma permite
homologar el comportamiento de estas curvas considerando que los mismos son
tomados por diferentes compañías de servicios y en algunos casos bajo diferentes
condiciones de trabajo.
Selección de zonas de normalización: Se estableció el patrón litológico local en la zona
de normalización, para estas curvas disponibles en la base de datos. La distribución se
realizó por formación y fue la siguiente:
Zona 1: Formación Lagunilllas
Zona 2: Formación La Rosa
Zona 3: Formación Paují
Zona 4: Formación Misoa
Selección de pozos tipo: El pozo tipo contra el cual se compararon y ajustarse los otros
pozos a ser normalizados fue el FRA-01X ya que el mismo refleja en mejor manera los
valores típicos del área
Normalización: Para la normalización se utilizó el software interactive Petrophysics
utilizando el método de los dos puntos el cual consiste en realizar un ajuste por
escalamiento más una operación de desplazamiento lineal. Para la elaboración de los
histogramas de las curvas de densidad, se debe tener más cuidado en la observación
del valor máximo que en la moda. En la figura 19 se muestran los histogramas de
frecuencia de las curvas GR antes y después de la normalización.
Figura 19. Histogramas de las curvas GR antes y después de la normalización. Fuente: Gustavo, C (2012).
Determinación de los valores máximos y mínimos de las curvas GR de los pozos de
área en las diferentes zonas analizadas de la sección intermedia: Para esto se utilizó
las curvas normalizadas en el software interactive Petrophysics obteniéndose los
siguientes resultados para las diferentes formaciones en estudio:
Tabla 9. Gamma ray máximos y mínimos por formación.
Formación GR máximo GR mínimo
Lagunillas 27.320 149.770
La Rosa 35.260 128.571
Paují 31.020 117.290
Fuente: Gustavo, C (2012)
2.16.4. Modelo geomecánico.
El modelo geomecánico esta conformado por el cálculo de las presiones (Presión de
poro, presión de fractura, presión de sobrecarga, y presión de colapso), las propiedades
dinámicas-mecánicas de la roca (ángulo de fricción, compresión confinada (CS),
resistencia a la compresión sin confinar (UCS), módulo de young (E), y la relación de
poisson (v)) y los esfuerzos en sitio (esfuerzo vertical o de sobrecarga, esfuerzo
horizontal máximo y esfuerzo horizontal mínimo). Este es el modelo fundamental para
estimar la estabilidad de hoyos.
2.16.3.1. Carga de datos en software Drillwork Predict.
Se procede a importar en el programa Drillwork los archivos en “.las” de los registros
GR (gamma ray) DT (sónico), RD (resistividad), RHOB (densidad) y CALI (cáliper) para
cada uno de los pozos de estudio así como los “.las” generados del modelo petrofisico
del área para cada pozo en estudio; de igual manera se ingresa información referente a
topes formacionales, mechas, revestidores, pruebas de integridad de formación (LOT) y
RFT, peso de lodo, velocidades interválicas y profundidad a la cual ocurrieron
problemas operacionales.
Figura 20. Datos cargados al software Drillworks, Módulo Predict. Fuente: Coronel, G (2012).
2.16.3.2. Establecer la estratigrafía mecánica.
Utilizando la curva GR y los valores de GR máximos y mínimos calculados
anteriormente se determinó el volumen de arcilla de las formaciones Lagunillas, La
Rosa y Paují. Para la sección productora (Misoa Superior) este valor se obtiene del
modelo petrofísico del área. Posteriormente se establecieron las líneas de lutitas y
arenas considerando para esto los master log de cada pozo en la sección intermedia y
la curva de litofacies obtenida del modelo petrofísico para la sección productora.
Figura 21. Establecer la estratigrafía mecánica, pozo FRA-02. Fuente: Coronel, G (2012).
2.16.3.3. Cálculo del esfuerzo de sobrecarga.
La presión de sobrecarga se determina por medio de la integración del registro de
densidad para los pozos verticales de cada macolla (FRA-01X, FRA-02 y FRA-08) que
poseen información desde superficie, a partir de la ecuación 5.
h
V dhgh0
)( (Ecuación Nº 5)
Por otro lado un análisis detallado de los petrofisicos del área llevo a la conclusión
que la calidad de los registros tomados en los hoyos de 17 ½” no es la mejor, esto llevo
a la búsqueda de una correlación que modelara de mejor manera esta sección tomando
como referencia registro de densidad de áreas próximas a este campo en la sección
superficial la cual se caracteriza por ser poco consolidada. A continuación se muestra la
correlación utilizada para determinar la curva RHOB en la sección de 17 ½”:
xF
EMRTVD
Ce
CCCRHOB
n
8.0
3
121
(Ecuación Nº 6)
Donde:
C1: Densidad en la línea de lodo (2.15)
C2: Densidad en el infinito, valor típico 2.8
C3: Factor de compactación (2100)
N: 1
F: 2.1
EMR: Elevación de la mesa rotaria
TVD: Profundidad vertical del pozo
Figura 22. Presión de sobrecarga creada a partir del registro de densidad, pozo FRA-02. Fuente: Coronel, G (2012).
Para el resto de los pozos que solo poseen registro de densidad en la zona
productora se realizó un Top Table utilizando la información del registro de densidad del
pozo FRA-02 para generar una curva en el resto de las formaciones en estudio,
posteriormente se generó una curva de densidad compuesta logrando así, tener un
registro de densidad que cubra la columna litológica permitiendo de esta forma,
determinar con mayor precisión el gradiente de sobrecarga. Ver figura 23.
Figura 23. Presión de sobrecarga calculada a partir del registro de densidad compuesto Top Table FRA-02 más registro del pozo FRA-06.
Fuente: Coronel, G (2012).
2.16.3.4. Establecimiento de las líneas de compactación normal.
Con fines de estimar la presión de poro en los pozos de estudio, se establece el tren
de compactación normal basados en el comportamiento del registro sónico para el
Mioceno y otra para el Eoceno debido a la existencia de erosión a nivel de Paují. En
ambos casos primero se determinan los intervalos en los que se manifiestan lutitas en
la curva de litología gamma ray dibujando las líneas base de lutitas (ver paso 4.7.4.2.);
estos valores se transfieren a los datos indicadores de porosidad (registros sónicos)
para luego aplicarles un filtrado y establecer de este modo la tendencia de porosidad.
Este caso se aplica a los pozos que poseen registro sónico desde superficie, cabe
señalar que solo los pozos FRA-01X, FRA-02 y FRA-08 poseen dicha información,
para el resto se realizó un Top Table utilizando la información del pozo FRA-02 para
estimar la presión de poro.
Figura 24. Establecimiento del tren de compactación normal a partir del registro sónico, pozo FRA-08. Fuente: Coronel, G (2012)
2.16.3.5. Estimación de la presión de poro.
Se procede a aplicar las ecuaciones para la estimación de la presión de poro en
lutitas en función de profundidad de Eaton a partir del registro sónico de onda
compresional. Dicho método se basa en calcular una presión de poro con base en la
relación entre la proporción del parámetro observado en la curva de tendencia normal y
el gradiente de sobrecarga. La ecuación utilizada es la siguiente:
3.0
observado
normal
nP
shPOGOBGOBGP
sht
t (Ecuación Nº 7)
Donde:
OBG: Gradiente de sobrecarga, (lpc/pie).
POGn: Gradiente normal de presión de poro, (lpc/pie).
t: Tiempo de tránsito en lutitas (s/pie).
Pp: Gradiente de presión de poro (lpc/pie).
Una vez calculado la presión de poro para el Mioceno y el Eoceno se estableció un
gradiente de presión normal para posteriormente realizar una curva de presión de poro
compuesta con estas · curvas.
A partir de los RFT tomados en los pozos se procede a calibrar las curvas
previamente calculadas.
Figura 25. Estimación del gradiente de poro, pozo FRA-08. Fuente: Coronel, G (2012).
2.16.3.6. Determinación de las propiedades dinámicas- mecánicas de las
rocas con el software DrillWorks Predict.
Estas propiedades se pueden estimar a través de las correlaciones basadas en
comportamiento dinámico de ondas acústicas compresionales y de corte.
Cálculo del módulo de corte (G):
63.1450328.304
030.0
30.3
DTCG (Ecuación Nº 8)
Donde:
G: Módulo de corte, (lpc).
DTC: onda compresional, (s/pie).
Cálculo de la relación de Poisson ():
1
12
1
2
2
DTC
DTS
DTC
DTS
(Ecuación Nº 9)
Donde:
DTC: onda compresional, (s/pie).
DTS: onda de corte, (s/pie).
Módulo de Young (E):
22
22
243
13400DTPDTS
DTPDTSDTS
RHOB
E
(Ecuación Nº 10)
Donde:
E: Módulo de Young (Mlpc)
DTP: Onda compresional, (s/pie).
DTS: Onda de corte, (s/pie).
RHOB: Curva de densidad, (gr/cc).
Ángulo de fricción (FA): Este se calculó utilizando la correlacione de “Lal” y “Horsrud”
108.304
108.304
29582.57
DTC
DTCASENFA (Ecuación Nº 11)
Donde:
FA: Ángulo de fricción (Grados)
DTC: Onda compresional, (s/pie).
Resistencia a la compresión sin confinar (UCS): Este se calculó utilizando la correlación
de “Lal” y “Horsrud” para las zonas de lutitas y la MacNally, para las areniscas.
Correlación de “Lal” y “Horsrud”:
93.28.304
04.14577.0
DTCUCS (Ecuación Nº 12)
Correlación de MacNally
DTCeUCS 036.004.1451200 (Ecuación Nº 13)
Donde:
UCS: Resistencia a la compresión sin confinar (lpc)
DTC: Onda compresional, (s/pie).
Cohesión (Cs): la cohesión se calculó utilizando las correlaciones de “Lal” y “Horsrud”
para lutitas.
Correlación de Horsrud - Lutitas
DTC
DTCCS
8.304
1
8.304
04.1455 (Ecuación Nº 14)
Correlación de LAL - Lutitas
01745.02
01745.01
FACOS
FASENUCSCS (Ecuación Nº 15)
Donde:
CS: Cohesión (lpc)
DTC: onda compresional, (s/pie).
FA: Ángulo de fricción (Grados)
Figura 26. Propiedades dinámicas-mecánicas de las rocas calculadas con el software DrillWorks Predict, pozo FRA-02
Fuente: Coronel, G (2012).
2.16.3.7. Estimación de la presión de fractura.
Una vez calculada la presión de poro y la presión de sobrecarga, se usó el método
de Daines, el cual toma en cuenta un factor basado en el esfuerzo tectónico, para
determinar la presión de fractura, está definido por la siguiente ecuación:
D
PPK
1*1
FG (Ecuación Nº 16)
Donde:
FG: Gradiente de fractura (psi/ft).
: Esfuerzo vertical efectivo (psi/ft).
1: Superposición por esfuerzo tectónico (psi/ft).
PP: Gradiente de presión de poro (psi/ft).
: Relación de Poisson (adimensional).
D: Profundidad vertical (ft)
K: Relación de esfuerzo
La siguiente figura muestra el comportamiento del gradiente de fractura del pozo
FRA-02.
Figura 27. Comportamiento del gradiente de fractura, pozo FRA-02 Fuente: Coronel, G (2012).
2.16.5. Esfuerzos en sitio.
Esfuerzo de sobrecarga o esfuerzo vertical (σv o Sv).
Este esfuerzo esta representado por la misma presión de sobrecarga (OBG), y se
evaluó a partir de la integración de registros de densidad.
Magnitud del esfuerzo horizontal mínimo (σh o shG).
Se obtiene directamente mediante pruebas de integridad denominadas “LOT” (Leak
of Test), Esta prueba permite determinar el esfuerzo horizontal mínimo a una
profundidad específica. En el presente estudio se utilizó como referencia las pruebas
LOT realizadas en el pozo FRA-08 a nivel del revestidor de 13 3/8” y la del pozo TOM-
28 a nivel del revestidor de 9 5/8” que aunque no pertenece al mismo campo presenta
características geológicas y estratigráficas similares al campo en estudio para la
calibración de la presión de fractura (FG), la cual consideramos como el esfuerzo
horizontal mínimo a lo largo de toda la sección perforada.
Tabla 10. Resultados Leak of Test obtenidos en los pozos FRA-08 y TOM-28.
Pozo Profundidad
(Pies)
Gradiente de Fractura
(ppg)
Gradiente de Fractura
(psi/ft)
FRA-08 7025 13.01 0.067
TOM-28 16149 20.33 1.057
TOM-28 16163 20.35 1.058
TOM-28 16312 20.54 1.068
TOM-28 16456 20.72 1.077
Fuente: Coronel, G (2012).
Magnitud del esfuerzo horizontal máximo (σH o sHG).
Para el cálculo de la magnitud del esfuerzo horizontal máximo se utilizó la siguiente
formula con el método de “Lade Modificado”:
SHG = K * ShG
Donde: K = Se obtiene de la técnica de retro análisis considerando los derrumbes
observador durante la perforación de los pozos en estudio.
Dirección del esfuerzo horizontal máximo y mínimo.
Con el procesamiento y análisis de los registros de “Imágenes acústicas-resistivas” y
“Cáliper de 6 brazos Orientado” (hoyo de 8 ½’’) realizado por la compañía Baker
Hughes al pozo FRA-02 se observa un buzamiento promedio de 7.53 grados en
dirección SSE y acimut de 170 grados aproximadamente. La figura 28 muestra lo antes
planteado.
Figura 28. Diagrama Roseta que muestra Buzamiento SSE para el intervalo 14994.53’ – 16834.13’.
También se identificaron “Direcciones de rupturas de hoyo” o “Breakouts” a lo largo
de todo el hoyo de 8½’’con una dirección N(51°)E, la cual puede ser interpretada como
la dirección del esfuerzo horizontal mínimo con mayor densidad de breakouts. Los
Breakouts se hacen mas frecuentes en el intervalo 16206’ y 16693’. La figura 29
muestra lo antes planteado.
Figura 29. Diagrama roseta que muestra vectores de ovalización del hoyo para el intervalo 14994.53’ –
16834.13’.
Tabla 11. Direcciones de esfuerzos horizontales en el pozo FRA-02.
Intervalo Registrado Esfuerzo Horizontal
Mínimo (Azimut)
Esfuerzo Horizontal
Máximo
(Azimut)
Intervalo Total: 14994 – 13834 pies 51 141
Formación B-1: 14994 – 15560 pies 49 139
Formación B-2: 15560 – 15867 pies 50 140
Formación B-3: 15867 – 16206 pies 50 140
Formación B-4: 16206 – 16693 pies 53 143
Formación B-5: 16693 – 16834 pies 61 151
Fuente: Coronel, G (2012).
El registro Borehole Image Interpretation de Backer Hughes muestra de manera
gráfica a través del registro de procesamiento e interpretación del cáliper de 6 brazos la
dirección preferencial de los breakouts; a continuación una sección ejemplo de este
registro:
Figura 30. Registro Borehole Image Interpretation para el intervalo 15600’ – 15800’.
La siguiente figura del área de Franquera muestra el comportamiento de las fallas
principales que rodean el bloque de Franquera y la dirección del mínimo y máximo
esfuerzo horizontal a nivel de la formación Misoa B-Superior de edad Eoceno.
Figura 31. Sistema de fallas del bloque de Franquera con dirección de esfuerzos horizontales.
Las direcciones de esfuerzos mínimos vistas y calculadas por el registro de imagen
del pozo, llegan a coincidir por mucho con las direcciones de compresión y distensión
de las fallas que bordean el bloque de Franquera.
2.16.6. Determinación de la presión de colapso.
Al incorporar información referente a la presión de sobrecarga, poro y fractura;
orientación y magnitud de los esfuerzos horizontales, relación de poisson, ángulo de
fricción y cohesión (propiedades dinámicas de la roca, obtenidas a través del registro
sónico), el software realiza el cálculo de la presión de colapso para cada pozo,
mediante un criterio de falla de corte.
Los criterios de falla por corte se basan en comparar el estado de esfuerzos aplicado
al subsuelo y la resistencia de la roca. Cuando la condición de esfuerzo que impera
alrededor del hoyo supera la capacidad compresiva de carga que puede soportar el
grano se dice que la roca ha colapsado por cizallamiento.
Existen varios criterios de falla, entre ellos podemos nombrar: Mohr Coulomb,
Drucker Prager, Lade Modificado y Mohr Coulomb, y cada uno de ellos tiene sus
particularidades. En función de la experiencia del área se usó el criterio de falla de Lade
Modificado.
2.16.7. Integrar el modelo petrofísico y geomecánico.
El análisis de porosidad y el volumen de arcilla en los estudios geomecánicos es de
vital importancia ya que por un lado permite evaluar el comportamiento de geopresiones
o presión de poros y por otro, coadyuva a la propagación de propiedades elásticas
(Módulo de Young) y mecánicas de la roca (cohesión y ángulo de fricción), los cuales
pudieran tener una relación más íntima con esta propiedad petrofísica.
Para establecer un modelo de compactación del área es necesario identificar el perfil
de porosidad en función de la profundidad. En zonas normalmente compactadas, donde
la porosidad tiende a disminuir a medida que la sobrecarga de sedimentos incrementa,
se espera que el gradiente de presión de poros sea normal, es decir muy cercano al
valor de 0.433 lpc/pie ó 8.33 lpg si se expresa en densidad equivalente de lodo.
En este sentido, la porosidad es una propiedad petrofísica, que nos puede proveer
información de gradientes anormales de presión, en especial cuando el perfil de
porosidades en función de la profundidad se desvía de su tendencia.
Para esta integración se estableció una relación entre porosidad, volumen de arcilla y
propiedades mecánicas de la roca tales como módulo de Young, resistencia al
confinamiento y ángulo de fricción considerando los resultados obtenidos del análisis de
núcleo realizado en el pozo FRA-08 y el modelo petrofísico del área. A continuación se
indican la metodología utilizada para establecer las correlaciones que mejor se ajustan
al área de estudio.
Ángulo de fricción - Resistencia a la compresión sin confinar -Porosidad-Vshale
En este caso se grafico la electrofacie de las arenas B de Misoa Inferior para
determinar las secciones de arena y lutita. Posteriormente se utilizaron diferentes
correlaciones de la literatura donde se toma en cuenta la porosidad total y/o el volumen
de arcilla. Las curvas obtenidas fueron cotejadas con los resultados obtenidos del
análisis de núcleo del pozo FRA-08, para finalmente seleccionar las correlaciones que
más ajustaban a las secciones de arena y lutita tanto para el cálculo del ángulo de
fricción como para la resistencia a la compresión sin confinar.
Curva que mejor
correlaciona en la
sección de arena
Figura 32. Correlaciones para determinar el ángulo de fricción vs. los resultados de laboratorio. Fuente: Gustavo, C (2012).
Módulo de Young-Porosidad
Primeramente se estableció una correlación entre la porosidad y el registro de
densidad para posteriormente utilizar esta ecuación para definir una ecuación que
permitiera integrar el Módulo de Young con la porosidad.
2.16.8. Determinación de la ventana operacional.
La ventana operacional representa un rango de densidad del fluido de perforación
necesario para perforar en forma segura. Para establecer este rango, se utilizaron los
resultados obtenidos de los siguientes programas: Drillworks-Geostress, para el hoyo
intermedio y de producción.
En el programa Drillworks Geostress, para el hoyo intermedio y de producción se
utilizó el criterio de “Lade modificado” y “Mohr Coulomb” requiriendo los valores de
esfuerzo vertical(σv), presión de poro (Pp), fractura (FG) el esfuerzo horizontal mínimo
(σh), el esfuerzo horizontal máximo (σH), y las propiedades dinámicas mecánicas como
cohesión (CS) y ángulo de fricción (FA) desde el hoyo intermedio hasta el de
producción para todos los pozos de estudio. Para generar una serie de mapas
esterográficos esto con la finalidad de comparar el peso de lodo utilizado durante la
perforación del pozo y el propuesto por la aplicación.
2.16.9. Redefinir trayectoria de perforación de los futuros pozos del área.
Con el objeto de evaluar la trayectoria actual de los pozos, una vez calculadas y
evaluadas la presión de poro, fractura, colapso además de la dirección de los esfuerzos
y sus magnitudes para cada pozo, se realizó un ajuste de la trayectoria direccional
propuesta para los pozos a perforar en el futuro.
CAPITULO V
ANÁLISIS DE RESULTADOS
En esta sección se muestra el análisis de los resultados obtenidos durante el
desarrollo de la investigación utilizando el software DrillWorks Predict, presentándose
una serie de gráficas y tablas donde se determina el comportamiento de cada uno de
los parámetros evaluados en las muestras utilizadas del campo Franquera facilitando la
interpretación de los mismos.
5.1. Análisis de las zonas problemáticas.
En el análisis realizado a cada pozo perforado en el área se identificaron cada una
de las profundidades a las cuales se presentaron los problemas operacionales, tales
como: apoyo, arrastre, pega de tubería, altos torques, pérdida de circulación.
Permitiendo conocer que las zonas con mayor incidencia de eventos operacionales
asociados a la estabilidad de hoyo, se encuentran a las profundidades de 11300 a
11500 pies y 13700 a 15500 pies para los pozos FRA-01X, FRA-03, FRA-04 y FRA-
0006 pertenecientes a la misma macolla; y para los pozos FRA-02, FRA-05 y FRA-07
de 12900 a 14000 pies y 14200 a 16100 pies, en la macolla del FRA-08 los problemas
operacionales asociados a estabilidad de hoyo se produjeron en la sección productora
mas específicamente durante la toma de núcleo.
Estas zonas identificando su litología las podemos establecer desde la Formación
Lagunillas miembro Bachaquero, hasta el miembro Lagunillas Inferior; caracterizadas
por lutitas y areniscas poco consolidadas y desde la formación Paují hasta la formación
Misoa, donde Paují representa una sección de lutita masiva y Misoa está conformada
por gruesas capas de lutitas intercaladas con areniscas duras y limonitas.
A continuación se presenta un “track”, señalando las zonas con mayor incidencia de los
eventos operacionales.
Figura 33. Problemas operacionales por macolla. Fuente: Gustavo, C (2012).
5.2. Geopresiones.
Esta etapa comprende el análisis de las geopresiones, la cual comprende presión de
sobrecarga, presión de poro y la presión de fractura para el campo Franquera.
A continuación se describe cada una de estas etapas:
5.2.1. Análisis de la presión de sobrecarga.
Una vez integrados los registros de densidad para cada pozo, se puede apreciar en
la siguiente figura que las presiones de sobrecarga obtenidas en el campo Franquera
en líneas generales mantienen la misma tendencia.
Figura 34. Estimación de la presión de sobrecarga (v) para el campo Franquera. Fuente: Gustavo, C (2012).
Estimada la presión de sobrecarga de cada pozo se realizó el cubo que define el
comportamiento de este parámetro en todo el campo como lo indica la figura 35.
Figura 35. Comportamiento de la presión de sobrecarga (v) en el campo Franquera. Fuente: Gustavo, C (2012).
La siguiente tabla señala la presión de sobrecarga obtenida para los pozos de
estudio, se puede notar que los gradientes obtenidos están en los estándares
esperados (0.9 a 1.1 psi/pie) obteniéndose los valores más elevados a mayor
profundidad y los más bajos a medida que nos acercamos a superficie.
Tabla 12. Presión de sobrecarga (v) promedio en el campo Franquera.
lpg psi/pie lpg psi/pie lpg psi/pie lpg psi/pie lpg psi/pie lpg psi/pie lpg psi/pie lpg psi/pie
5000 18,1 0,94 18,1 0,94 18,1 0,94 18,2 0,94 18,1 0,94 18,1 0,94 18,1 0,94 18,1 0,94
5200 18,2 0,94 18,2 0,94 18,2 0,94 18,2 0,95 18,1 0,94 18,2 0,94 18,1 0,94 18,2 0,94
5400 18,2 0,95 18,2 0,95 18,2 0,95 18,2 0,95 18,2 0,94 18,2 0,95 18,2 0,94 18,2 0,95
5600 18,2 0,95 18,2 0,95 18,2 0,95 18,2 0,95 18,2 0,95 18,2 0,95 18,2 0,95 18,2 0,95
5800 18,2 0,95 18,2 0,95 18,3 0,95 18,3 0,95 18,2 0,95 18,2 0,95 18,2 0,95 18,3 0,95
6000 18,2 0,95 18,2 0,95 18,3 0,95 18,3 0,95 18,2 0,95 18,2 0,95 18,2 0,95 18,3 0,95
6200 18,3 0,95 18,3 0,95 18,3 0,95 18,3 0,95 18,2 0,95 18,3 0,95 18,2 0,95 18,4 0,95
6400 18,3 0,95 18,3 0,95 18,3 0,95 18,3 0,95 18,3 0,95 18,3 0,95 18,3 0,95 18,4 0,96
6600 18,3 0,95 18,3 0,95 18,3 0,95 18,3 0,95 18,3 0,95 18,3 0,95 18,3 0,95 18,4 0,96
6800 18,4 0,95 18,3 0,95 18,4 0,96 18,4 0,96 18,3 0,95 18,3 0,95 18,3 0,95 18,5 0,96
7000 18,4 0,96 18,3 0,95 18,4 0,96 18,4 0,96 18,3 0,95 18,3 0,95 18,3 0,95 18,5 0,96
7200 18,4 0,96 18,4 0,95 18,4 0,96 18,4 0,96 18,3 0,95 18,4 0,95 18,3 0,95 18,5 0,96
7400 18,5 0,96 18,4 0,96 18,4 0,96 18,4 0,96 18,4 0,96 18,4 0,96 18,4 0,96 18,6 0,97
7600 18,5 0,96 18,4 0,96 18,5 0,96 18,5 0,96 18,4 0,96 18,4 0,96 18,4 0,96 18,6 0,97
7800 18,6 0,96 18,4 0,96 18,5 0,96 18,5 0,96 18,4 0,96 18,4 0,96 18,4 0,96 18,6 0,97
8000 18,6 0,97 18,4 0,96 18,5 0,96 18,5 0,96 18,4 0,96 18,4 0,96 18,4 0,96 18,7 0,97
8200 18,6 0,97 18,5 0,96 18,5 0,96 18,5 0,96 18,5 0,96 18,5 0,96 18,5 0,96 18,7 0,97
8400 18,7 0,97 18,5 0,96 18,6 0,97 18,6 0,96 18,5 0,96 18,5 0,96 18,5 0,96 18,7 0,97
8600 18,7 0,97 18,5 0,96 18,6 0,97 18,6 0,97 18,5 0,96 18,5 0,96 18,5 0,96 18,8 0,98
8800 18,8 0,98 18,5 0,96 18,6 0,97 18,6 0,97 18,5 0,96 18,5 0,96 18,5 0,96 18,8 0,98
9000 18,8 0,98 18,6 0,96 18,6 0,97 18,6 0,97 18,5 0,96 18,6 0,96 18,5 0,96 18,8 0,98
9200 18,8 0,98 18,6 0,97 18,7 0,97 18,7 0,97 18,6 0,97 18,6 0,97 18,6 0,97 18,9 0,98
9400 18,8 0,98 18,6 0,97 18,7 0,97 18,7 0,97 18,6 0,97 18,6 0,97 18,6 0,97 18,9 0,98
9600 18,9 0,98 18,6 0,97 18,7 0,97 18,7 0,97 18,6 0,97 18,6 0,97 18,6 0,97 18,9 0,99
9800 18,9 0,98 18,7 0,97 18,7 0,97 18,7 0,97 18,6 0,97 18,7 0,97 18,6 0,97 19,0 0,99
10000 18,9 0,98 18,7 0,97 18,8 0,98 18,8 0,98 18,7 0,97 18,7 0,97 18,7 0,97 19,0 0,99
10200 19,0 0,99 18,7 0,97 18,8 0,98 18,8 0,98 18,7 0,97 18,7 0,97 18,7 0,97 19,0 0,99
10400 19,0 0,99 18,7 0,97 18,8 0,98 18,8 0,98 18,7 0,97 18,7 0,97 18,7 0,97 19,1 0,99
10600 19,0 0,99 18,8 0,98 18,9 0,98 18,9 0,98 18,8 0,98 18,8 0,98 18,8 0,98 19,1 0,99
10700 19,0 0,99 18,8 0,98 18,9 0,98 18,9 0,98 18,8 0,98 18,8 0,98 18,8 0,98 19,1 0,99
10800 19,0 0,99 18,8 0,98 18,9 0,98 18,9 0,98 18,8 0,98 18,8 0,98 18,8 0,98 19,1 0,99
10900 19,0 0,99 18,8 0,98 18,9 0,98 18,9 0,98 18,8 0,98 18,8 0,98 18,8 0,98 19,1 0,99
11000 19,0 0,99 18,8 0,98 18,9 0,98 18,9 0,98 18,8 0,98 18,8 0,98 18,8 0,98 19,2 1,00
11100 19,1 0,99 18,8 0,98 18,9 0,98 18,9 0,98 18,8 0,98 18,8 0,98 18,8 0,98 19,2 1,00
11200 19,1 0,99 18,8 0,98 18,9 0,99 18,9 0,99 18,8 0,98 18,8 0,98 18,8 0,98 19,2 1,00
11300 19,1 0,99 18,9 0,98 19,0 0,99 19,0 0,99 18,9 0,98 18,9 0,98 18,9 0,98 19,2 1,00
11400 19,1 0,99 18,9 0,98 19,0 0,99 19,0 0,99 18,9 0,98 18,9 0,98 18,9 0,98 19,2 1,00
11500 19,1 0,99 18,9 0,98 19,0 0,99 19,0 0,99 18,9 0,98 18,9 0,98 18,9 0,98 19,2 1,00
11600 19,1 0,99 18,9 0,98 19,0 0,99 19,0 0,99 18,9 0,98 18,9 0,98 18,9 0,98 19,2 1,00
11700 19,1 1,00 18,9 0,98 19,0 0,99 19,0 0,99 18,9 0,98 18,9 0,98 18,9 0,98 19,3 1,00
11800 19,2 1,00 18,9 0,98 19,0 0,99 19,0 0,99 18,9 0,98 18,9 0,98 18,9 0,98 19,3 1,00
11900 19,2 1,00 18,9 0,99 19,1 0,99 19,1 0,99 18,9 0,99 18,9 0,99 18,9 0,99 19,3 1,00
12000 19,2 1,00 19,0 0,99 19,1 0,99 19,1 0,99 19,0 0,99 19,0 0,99 19,0 0,99 19,3 1,00
12100 19,2 1,00 19,0 0,99 19,1 0,99 19,1 0,99 19,0 0,99 19,0 0,99 19,0 0,99 19,3 1,01
12200 19,2 1,00 19,0 0,99 19,1 0,99 19,1 0,99 19,0 0,99 19,0 0,99 19,0 0,99 19,4 1,01
12400 19,2 1,00 19,0 0,99 19,1 0,99 19,1 0,99 19,0 0,99 19,0 0,99 19,0 0,99 19,4 1,01
12600 19,3 1,00 19,1 0,99 19,2 1,00 19,2 1,00 19,1 0,99 19,1 0,99 19,1 0,99 19,4 1,01
12800 19,3 1,00 19,1 0,99 19,2 1,00 19,2 1,00 19,1 0,99 19,1 0,99 19,1 0,99 19,5 1,01
13000 19,3 1,00 19,1 0,99 19,2 1,00 19,2 1,00 19,1 0,99 19,1 0,99 19,1 0,99 19,5 1,01
13200 19,3 1,00 19,1 1,00 19,2 1,00 19,2 1,00 19,1 1,00 19,1 1,00 19,1 1,00 19,6 1,02
13400 19,3 1,01 19,2 1,00 19,2 1,00 19,3 1,00 19,2 1,00 19,2 1,00 19,2 1,00 19,6 1,02
13600 19,4 1,01 19,2 1,00 19,3 1,00 19,3 1,00 19,2 1,00 19,2 1,00 19,2 1,00 19,6 1,02
13800 19,4 1,01 19,2 1,00 19,3 1,00 19,3 1,00 19,2 1,00 19,2 1,00 19,2 1,00 19,7 1,02
14000 19,4 1,01 19,2 1,00 19,3 1,00 19,3 1,00 19,2 1,00 19,2 1,00 19,2 1,00 19,7 1,02
14200 19,4 1,01 19,3 1,00 19,3 1,00 19,3 1,00 19,3 1,00 19,2 1,00 19,3 1,00 19,7 1,03
14300 19,4 1,01 19,3 1,00 19,3 1,01 19,3 1,00 19,3 1,00 19,2 1,00 19,3 1,00 19,7 1,03
14400 19,4 1,01 19,3 1,00 19,3 1,01 19,3 1,01 19,3 1,00 19,2 1,00 19,3 1,00 19,7 1,03
14500 19,4 1,01 19,3 1,00 19,3 1,01 19,3 1,01 19,3 1,00 19,2 1,00 19,3 1,00 19,7 1,03
14600 19,4 1,01 19,3 1,00 19,3 1,01 19,3 1,01 19,3 1,00 19,2 1,00 19,3 1,00 19,8 1,03
14700 19,4 1,01 19,3 1,00 19,3 1,01 19,3 1,01 19,3 1,00 19,3 1,00 19,3 1,00 19,8 1,03
14800 19,4 1,01 19,3 1,00 19,3 1,01 19,3 1,01 19,3 1,00 19,3 1,00 19,3 1,00 19,8 1,03
14900 19,4 1,01 19,3 1,00 19,3 1,01 19,3 1,00 19,3 1,00 19,3 1,00 19,8 1,03
15000 19,4 1,01 19,3 1,00 19,3 1,01 19,3 1,00 19,3 1,00 19,3 1,00 19,8 1,03
15200 19,5 1,01 19,3 1,00 19,4 1,01 19,3 1,00 19,3 1,00 19,3 1,00 19,8 1,03
15400 19,5 1,01 19,3 1,00 19,4 1,01 19,3 1,01 19,3 1,00 19,3 1,01 19,9 1,03
15600 19,5 1,01 19,3 1,01 19,4 1,01 19,3 1,01 19,3 1,00 19,3 1,01 19,9 1,03
15800 19,5 1,01 19,4 1,01 19,4 1,01 19,4 1,01 19,3 1,00 19,4 1,01 19,9 1,03
16000 19,5 1,01 19,4 1,01 19,4 1,01 19,4 1,01 19,3 1,01 19,4 1,01 19,9 1,03
16200 19,5 1,01 19,4 1,01 19,4 1,01 19,4 1,01 19,4 1,01 19,9 1,03
16400 19,5 1,01 19,4 1,01 19,4 1,01 19,4 1,01 19,9 1,03
16600 19,5 1,01 19,4 1,01 19,4 1,01 19,9 1,03
16800 19,5 1,01 19,4 1,01 19,9 1,03
17000 19,5 1,01 19,9 1,04
Presión de sobrecarga (lpg)
Profundidad
(pies)
FRA-0001 FRA-0002 FRA-0003 FRA-0004 FRA-0005 FRA-0006 FRA-0007 FRA-0008
Fuente: Gustavo, C (2012).
5.2.2. Análisis de la presión de poro.
A partir de las observaciones realizadas a las líneas de compactación trazadas sobre
el registro sónico se estableció la zona donde se inicia el comportamiento de presión
anormal entre 12600’ a 13020’ aproximadamente en el tope del miembro Lagunas.
Calculada la presión de poro de los pozos, mediante la ecuación N° 7 se efectuó el
cubo de presión para el campo como se presenta en la figura 36, en el mismo se
observa que las presiones de poro oscilan entre 8,1 y 11,1 lpg. Por otro lado se refleja
el incremento de presión a partir 12600’ a 13020’ alcanzando los valores más altos
entre 14000 a 14500 pies justo en las secciones lutiticas de la formación La Rosa y
Paují.
Figura 36. Comportamiento de la presión de poro en el campo Franquera. Fuente: Gustavo, C (2012).
La siguiente figura muestra las presión de poro obtenida para cada pozo en estudio
notándose un comportamiento similar en todos los pozos principalmente en la zona de
sobre presión, formación La Rosa y Paují.
Figura 37. Estimación de la presión de poro (PP) en el campo Franquera. Fuente: Gustavo, C (2012).
5.2.3. Análisis de la presión de fractura.
De igual modo, se obtuvo la presión de fractura donde finalmente se determinó el
cubo de gradiente de fractura para el campo.
En la siguiente figura se puede observar el rango en el cual se encuentra la presión
de fractura del campo, este varía entre 10,0 a 20,4 lpg.
Figura 38. Comportamiento de la presión de fractura (h) en el campo Franquera. Fuente: Gustavo, C (2012).
La siguiente figura muestra las presiones de fractura obtenidas para cada pozo en
estudio, así como la tendencia en la zona de presiones anormales.
Figura 39. Estimación de la presión de fractura (PF) en el campo Franquera.
Fuente: Gustavo, C (2012). 5.3. Esfuerzos en sitio.
5.3.1. Esfuerzos horizontales (h & H).
Según el procesamiento y análisis de los registros de “Imágenes acústicas-resistivas”
y “Cáliper de 6 brazos Orientado” (hoyo de 8 ½’’) realizado por la compañía Baker
Hughes, se identificaron “Direcciones de rupturas de hoyo” o “Breakouts” a lo largo de
todo el hoyo de 8½’’con una dirección N(51°)E, la cual puede ser interpretada como la
dirección del esfuerzo horizontal mínimo con mayor densidad de breakouts. La dirección
de los esfuerzos horizontales máximos en sitio es perpendicular a la dirección de la
ruptura de hoyo. Los Breakouts se hacen mas frecuentes en el intervalo 16206’ y
16693’.
Tabla 13. Direcciones de esfuerzos horizontales en el pozo FRA-02.
Intervalo Registrado
Esfuerzo
Horizontal
Mínimo (Azimut)
Esfuerzo
Horizontal
Máximo
(Azimut)
Intervalo Total: 14994 – 13834 pies 51 141
Formación B-1: 14994 – 15560 pies 49 139
Formación B-2: 15560 – 15867 pies 50 140
Formación B-3: 15867 – 16206 pies 50 140
Formación B-4: 16206 – 16693 pies 53 143
Formación B-5: 16693 – 16834 pies 61 151
Fuente: PDVSA (2008).
5.3.2. Esfuerzo horizontal mínimo.
Para estimar la magnitud de esta variable del modelo geomecánico se utilizó el
programa Drillwoks Predict®, en base a las consideraciones expuestas en el marco
metodológico, donde la presión de fractura estimada para cada pozo (previamente
calibrada con las LOT) se considera como la magnitud del esfuerzo horizontal mínimo.
5.4. Análisis de la presión de colapso (h).
Una vez determinado la curva de presión de poro y fractura así como la dirección de
los esfuerzos y su magnitud se procedió a calcular la presión de colapso. En la
siguiente figura se puede notar que los rangos de presión de colapso oscilan entra 8.4 a
13.8 lpg, obteniéndose los valores mas altos en las zonas de presiones anormales.
Figura 40. Comportamiento de la presión de colapso en el campo Franquera. Fuente: Gustavo, C (2012).
La siguiente figura muestra la presión de colapso estimada para cada pozo en
estudio.
Figura 41. Estimación de la presión de colapso por pozo en el campo Franquera. Fuente: Gustavo, C (2012).
5.5. Integrar el modelo petrofísico y geomecánico.
Para esta integración se estableció una relación entre porosidad, volumen de arcilla y
propiedades mecánicas de la roca tales como módulo de Young, resistencia al
confinamiento y ángulo de fricción considerando los resultados obtenidos del análisis de
núcleo realizado en el pozo FRA-08 y el modelo petrofísico del área. A continuación se
indican las correlaciones obtenidas de la integración de ambos modelos:
Las ecuaciones N° 17 y 18 muestran las correlaciones obtenidas para la resistencia a
la compresión sin confinar en función de la porosidad, En vista de la variación entre los
resultados obtenidos al utilizar una misma ecuación tanto para arena como para lutita
se establecieron correlaciones diferentes cuando se esta en presencia de alguna de
ellas.
Arenas:
FeUCS 6.1116172 (Ecuación Nº 17)
Lutitas:
FUCS 96.07.424 (Ecuación Nº 18)
Donde:
UCS: Resistencia a la compresión sin confinar
ө: Porosidad
F: 2 para zonas de lutitas y 1.8 para zonas de arena
Figura 42. Gráfico de comparación entre la Resistencia a la compresión sin confinar núcleo vs. La estimada.
Fuente: Gustavo, C (2012).
La ecuación N° 19 muestra la correlaciones obtenidas para el ángulo de fricción en
función de la porosidad y el volumen de arcilla. Para este caso solo fue necesaria la
utilización de una sola correlación ya que la misma se ajusta en gran medida a los
resultados obtenidos del análisis de núcleo tanto para lutita como para arenas. La figura
43 se muestra algunos de los puntos cotejados.
FVshVshFA 2
11.6214.375.26 (Ecuación Nº 19)
Donde:
FA: Ángulo de fricción
ө: Porosidad
Vsh: Volumen de arcilla
F: 1.3
Figura 43. Gráfico de comparación entre el ángulo de fricción núcleo vs el estimado. Fuente: Gustavo, C (2012).
Para correlacionar el módulo de Young con la porosidad se utilizó la ecuación N° 20
la misma coteja con los resultados obtenidos del análisis de núcleo del laboratorio como
se muestra en la figura 44.
F
DTPDTS
DTPDTSDTS
E
22
22
243
7521.24184.2
13400
(Ecuación Nº 20)
Donde:
E: Módulo de Young (Mlpc)
DTP: Onda compresional, (s/pie).
DTS: Onda de corte, (s/pie).
ө: Porosidad (fracción).
Figura 44. Gráfico de comparación entre el módulo de Young núcleo vs. el estimado. Fuente: Gustavo, C (2012).
5.6. Estimación de la ventana operacional.
Para la estimación de la ventana operacional a partir de la determinación de las
curvas de geopresiones, criterio de falla, propiedades dinámicas – mecánicas de la roca
se utilizaron los mapas esterográficos mostrados en la figura 45.
12400’ 13840’ 14230’
14959’ 15028’ 15629’
Figura 45. Mapas esterográficos pozo FRA-08. Fuente: Gustavo, C (2012).
La tabla 14 muestra el resumen del peso del lodo requerido y recomendado
obtenidos a partir del DrillWords/Predict. La misma refleja que en la formación Paují se
requiere la mayor densidad para perforar los pozos del área de Franquera, es
importante señalar que durante la perforación de las formaciones Paují y La Rosa las
zonas suprayacentes de menor presión están expuestas a densidades de lodo muy
superior a las requeridas por tal motivo se corre el riesgo de inducir pegas diferenciales
si se utilizan densidades muy altas.
Tabla 14. Densidades de lodo recomendadas pozo FRA-0008.
Formación
Densidad
Mínima
(lpg)
Densidad
Recomendada
(lpg)
Densidad
Máxima
(lpg)
Lagunillas 9.69 10.5 16.13
La Rosa 12.9 13.0 20.02
Paují 13.5 13.5 20.15
Misoa B 10.26
10.72
10.3
10.8
17.69
18.58
Fuente: Gustavo, C (2012).
5.7. Redefinir trayectoria de perforación de los futuros pozos del área.
Al analizar de la magnitud de los esfuerzos mostrada en la figura 46 podemos notar
lo siguiente:
por debajo de la formación La Rosa estamos en presencia de un régimen de
esfuerzos normal ya que V>H>h el cual favorece la perforación de pozos
verticales y en dirección del esfuerzo horizontal máximo.
En la formación La Rosa y Paují el régimen de esfuerzo es inverso o en el peor
de los casos inverso transcurrente ya que H>h≥v el cual favorece la
perforación de pozos verticales y en dirección del esfuerzo horizontal máximo.
La formación productora (Arenas B de Misoa) presenta un régimen de esfuerzos
normal.
Figura 46. Comportamiento de las presiones y esfuerzos en el pozo FRA-08. Fuente: Gustavo, C (2012).
Por lo antes expuesto, podemos decir que la mejor trayectoria para perforar los pozos
del área de Franquera es la vertical y en aquellos casos donde esto no es posible
perforar pozos tipo S donde se alcance la vertical por encima de la zona problemática
la cual se encuentra entre 11300 a 11500 pies sustituyendo el diseño actual donde los
pozos son tipo J con un KOP a +/-10000 pies (Ver figura 47 con trayectoria actual vs
propuesta).
Figura 47. Trayectoria actual vs. propuesta para el campo Franquera. Fuente: Gustavo, C (2012).
CONCLUSIONES
En la mayoría de los pozos los problemas operacionales asociados a la estabilidad
de hoyo (arrastres, apoyos, torques y pegas de tubería); ocurren en la fase del hoyo
intermedio y el hoyo de producción, pertenecientes a las formaciones de Lagunillas,
La Rosa, Paují, Arenas B de la formación Misoa, ya que, el peso de lodo para
controlar las lutitas de la rosa y Paují genera un diferencial de presión muy alto en
las formaciones suprayacentes.
El esfuerzo vertical v o de sobrecarga en el área de Franquera están 0.9 a 1.1
lpc/pie lo cual esta entre los estándares esperados en la cuenca del lago de
Maracaibo.
La presión de poro para el área presenta un comportamiento de presión normal de
0,433 lpc/pie (8.4 lpg) hasta el tope de miembro Laguna, donde se observan
gradientes de presiones anormales que alcanzan los 0.58 lpc/pie en las formaciones
La Rosa y Paují.
La dirección del esfuerzo horizontal máximo para el área esta definida en 141° de
azimut.
El esfuerzo horizontal mínimo h o presión de fractura oscila entre 10,0 a 20,4 Lpg,
se estimó considerando las propiedades mecánicas de la roca a partir del registro
sónico de onda compresional.
El esfuerzo máximo H oscila entre 11,1 a 22,4 lpg. Se estimó considerando las
propiedades mecánicas de la roca apartir del registro sónico de onda compresional.
El análisis de la magnitud de los esfuerzos indica la presencia de dos regimenes de
esfuerzos, normal por debajo del tope de La Rosa y en la zona productora e inverso
en las formaciones de la Rosa y Paují.
La ventana operacional para el campo Franquera esta definida en función de la
presión de colapso de las lutitas, la experiencia operacional de perforación y la
densidad de fluido utilizada a lo largo de la trayectoria de los pozos, la densidad
recomendada para iniciar a perforar la formación lagunillas es de 10,5 lpg, para la
formación La Rosa de 13 y Paují es de 13,5 lpg, las arenas B-1 de la formación
Misoa con 10,3 lpg y para las arenas B-4 de 10,8 lpg dicha formación.
La mejor trayectoria para perforar los pozos del área de Franquera es la vertical y en
aquellos casos donde esto no sea posible, perforar pozos tipo S donde se alcance la
vertical por encima de la zona problemática la cual se encuentra entre 11300 a
11500 pies.
RECOMENDACIONES
Para asegurar un mejor análisis del área y minimizar la incertidumbre se recomienda lo
siguiente:
Realizar la corrida de registros en hoyos pilotos de 12 ¼” en la sección superficial
para mejorar la calidad de la información obtenida.
Planificar la corrida de registros especiales (sónico dipolar, imagen, caliper de 6
brazo orientado) desde superficie a fin de obtener curvas de geopresiones y
orientación de los esfuerzos más representativas de los pozos.
Efectuar pruebas microfrac, minifrac o leak off test extendido a fin de determinar con
mayor exactitud el esfuerzo horizontal mínimo para el área tanto a nivel de la zapata
del revestidor de 13 3/8” como en la de 9 5/8”.
Con el fin de mantener el modelo de geopresión se recomienda incorporar los
valores de presión (RFT) tomados en el monitoreo de los pozos perforados y en los
nuevos al simulador, de manera de obtener la presión de poro en el tiempo para
todo el yacimiento en cualquier punto de coordenadas elegidas para la perforación
de los pozos.
Para proyectos de perforación de pozos inclinados en el campo Franquera, se debe
perforar tipo S alcanzando la verticalidad antes del miembro Bachaquero formación
Lagunillas.
Utilizar la ventana operacional estimada para perforar los pozos del área.
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