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Capítulo 12 Información Geomecánica de Datos de Campo Página 12-1

Introducción a la Geomecánica Petrolera Andrés R. Vásquez H.

Capít u lo 12

In form ac ión Geomec ánica de

Dat os de Cam po

Justificación

El conocimiento de las propiedades mecánicas de las formaciones bajo superficie, esmuy importante en conexión con los problemas de estabilidad de pozos, operacionesde fracturamiento, problemas de subsidencia y problemas de producción de arenas.

En este capítulo veremos los métodos para estimar estas propiedades mecánicas apartir de ensayos y datos de campo. Estos métodos pueden ser agrupados en dosgrandes categorías: herramientas de perfilaje y métodos de campo. Estos últimoincluyen recobro de deformaciones inelásticas, ensayos a pozos, etc..

Los parámetros mecánicos de una formación pueden ser divididos en tres grandesgrupos, estos son:

Parámetros elásticos. Para un medio isotrópico, existen dos módulos elásticos

independientes. Sin embargo, estos dos parámetros tienen una parte real y otraimaginaria, es decir, que ambas variarán con frecuencia y con niveles de esfuerzo, porlo que precisamente, materiales isotrópicos es claramente una simplificación.

Parámetros de resistencia. Hemos visto que la resistencia de un material depende

del nivel de esfuerzo, y que los criterios de falla que describen los datos actualesgeneralmente tienen como mínimo 2 o 3 parámetros ajustables.

Esfuerzos in situ . Técnicamente, los esfuerzos in situ no son propiedades mecánicas

de las rocas en formaciones bajo superficie. Sin embargo, los esfuerzos in situ tieneninfluencia tanto en los parámetros elásticos como en los parámetros de longitud, y,sobre todo, el nivel de esfuerzo determina si una roca está cargada críticamente o no.





Los esfuerzos in situ vienen dados por los tres esfuerzos principales y los tresparámetros de la orientación de los esfuerzos principales. Adicionalmente, la presión

de poros y la presión del pozo son importantes datos de entrada para las evaluacionesde estabilidad.

Del planteamiento anterior, nos queda claro que las propiedades mecánicas sondescritas por un gran número de parámetros. El número de herramientas queproporcionan directamente los parámetros mecánicos es limitado, y estasherramientas algunas veces determinan parámetros, que aún cuando estánrelacionados, no son los que necesitamos en ese momento. Por ejemplo, un perfilacústico determina módulos elásticos, mientras que para el cálculo de estabilidad senecesitan los módulos estáticos y la rsistencia.

Registros acústicos

El método más importante para la estimación de parámetros elásticos es el perfilajeacústico. La herramienta de perfilaje acústico mide velocidades de propagación deondas, las cuales junto con la información de densidad y las fórmulas apropiadasproporcionan los parámetros elásticos dinámicos.

Debido ala importancia de esta técnica, la misma será tratada por separado en elcapítulo 13.

Registros de densidad

Las herramientas de densidad son herramientas de rayos gamma activos, que usan elefecto Compton de rayos gamma para medir la densidad de electrones de laformación. Utilizando correlaciones litológicas apropiadas, la densidad electrónica esconvertida a densidad de masa con una razonable precisión.

La densidad es util en la determinación de las propiedades mecánicas de dosmaneras: primero, la densidad es requerida para convertir las velocidades acústicas a

módulos elásticos. Segundo, la integración de la densidad sobre la profundidad verticaldel pozo es normalmente considerada para obtener un buen estimado del esfuerzovertical, al menos en áreas de baja actividad tectónica. En este tipo de áreas, elesfuerzo vertical es también considerado como un esfuerzo principal. Cuando el perfilde densidad está disponible, el problema de determinar el esfuerzo completo, sereduce a determinar la magnitud y orientación de los esfuerzos horizontales.





Registro de presión de poros

El probador de formación es un sistema de medición con guaya, diseñado para mediren un solo viaje la presión de la formación a diferentes profundidades dentro de unhueco abierto. Estas mediciones de presión también tienen aplicacciones para realizarun rápido estimado cualitativo de permeabilidad de formación y capacidad de tomarmuestras de fluido de la formación.

Cuando se corre un cable multiconductor de perfilaje, el probador de formación puedeser posicionado con precisión a profundidades seleccionadas usando como referenciaun sistema de adquisición de datos secuencial como el potencial espontáneo (SP) olos rayos gamma (GR). Las pruebas de formación generalmente siguen a la toma delecturas y evaluación de perfiles a hoyo abierto de los intervalos de interés definidos.

La información de pruebas de guayas proporciona un método rápido y económico parala identificación del potencial de producción de la zona de interés del yacimiento.

El probador de formación proporciona perfiles de presión vertical más detallados yconfiables, de los que podrían ser esperados con los ensayos DST (drillstem test). Lahabilidad de adquirir lecturas múltiples de presión provee un método rápido y menoscostoso para obtener un perfil razonablemente preciso de los gradientes de presiónvertical. Las medidas de presión del probador de formación son obtenidas deintervalos específicos de profundidad, mientras que los sensores de medición del DSTestán comúnmente localizados en la sarta de perforación por encima del intervaloprobado. La naturaleza del fluido entre la zona que está siendo probada y laprofundidad de los medidores DST, proporcionan alguna incertidumbre.

La capacidad para múltiples pre-ensayos de lecturas de presión ha hecho al probadorde formación, el sistema primario a hoyo abierto para la medición de la distribuciónvertical de presión en un pozo. Las numerosas lecturas de presión han sido usadaspara estabilizar los gradientes hidrostáticos de la culumna de fluido, gradientes depetróleo y gas en rocas de yacimiento, y barreras de permeabilidad vertical.

El probador de formación tiene particular importancia en la geomecánica ya que elprincipio de esfuerzos efectivos toma en cuenta la presion de poros así como también

los esfuerzos totales.

Pruebas microfrac

Cuando se está fracturando formaciones con estratos, es importante conocer cuales delos estratos de la zona productura, se fracturará más fácilmente y cuales zonas defronteras puedan tener potencial para permitir que la fractura crezca fuera de la zona. Si





las magnitudes del esfuerzo principal mínimo in situ (σmin), a través del intervalo de

interés son conocidas, la altura de fractura puede ser estimada utilizando un perfil depropiedades de roca calibrado o un simulador 3-D de fracturas hidráulicas.

El esfuerzo principal mínimo en un punto de la formación, puede ser determinado por unensayo de inyección de microfractura. La microfractura es una fractura pequeña creadapor la inyección de un pequeño volumen de fluido (10 - 20 galones) a una rata muy baja(3 - 25 gpm / 10 - 95 lit/min). El esfuerzo principal mínimo es determinado del análisisde la caída de presión después del cierrre de la fractura. El esfuerzo principal mínimoes definido como la presión requerida para mantener abierta una fractura.

El esfuerzo y la orientación del esfuerzo puede ser usada para seleccionar laprofundidad y la dirección preferencial de un pozo horizontal. Los datos del esfuerzo demicrofractura también han sido usados en la resolución de problemas de perforación y

cementación y para la calibración del perfil de las propiedades mecánicas de lasrocas.

Los datos del esfuerzo de microfractura son mejor utilizados en combinación con datosde pérdidas de fluidos calibrados por pruebas minifrac. Aplicando los datos deesfuerzo y pérdida de fluido en un simulador de diseño de fractura 3-D, es posibleoptimizar el diseño del tratamiento de la fractura y su volumen. Los ensayos demicrofractura pueden ser realizados en hueco abierto o en hueco entubado.

Desde un punto de vista teórico, los ensayos microfrac a hueco abierto son el métodopreferido para obtener (σmin), porque no existen interferencias del revestidor, del

cañoneo o del cemento. Algunos de estos ensayos son hechos en conjunto con unextenso estudio de núcleo. El azimut de la fractura puede ser obtenido del ensayomicrofrac a hueco abierto. Si un ensayo de microfractura es realizado en el fondo de unpozo abierto, parte de la actual microfractura puede ser recuperada por un núcleoorientado (Fig. 12.1). Correlacionando los datos de orientación del núcleo con lafractura inducida recuperada, obtenemos el azimut de la fractura. Debido a la formacomo los esfuerzos son orientados cuando el pozo está presurizado, una fractura estácasi siempre cerca de ser iniciada en el centro y fondo del pozo. Por esta razón, unaparte de la fractura es generalmente recobrada.





OPEN HOLE MICROGRACTURING

• CLOSURE STRESS

• FRACTURE ORIENTATION

HT-400 UNIT

PUMPING

DRILL

PIPE

PACKER

FRACTURE

DIRECTION

σHMIN

ORIENTED ROCK

CORE W FRACTURE

MICROFRACTURE

EDGE

BOTTOM OF

WELLBORE

Figura 12.1 Ensayo de microfractura en hueco abierto

En el microfracturamiento de una sección a hueco abierto, se necesita prestar atenciona cuatro puntos. Cuando sea posible se debe cañonear en el medio de la zona deinterés. Si el espesor de la formación lo permite, se recomienda una longitud de 5 a 20pies (1.5 -6.1m) de la zona aislada. Una gran sección a hueco abierto requiere de unaalta rata de inyección. En muchos casos, el fondo (5 - 20 pies) del hueco es aislado conempacamiento simple. El microfrac funciona mucho mejor si la fractura es iniciada enuna simple zona homogénea. Algunos problemas son inherentes al ensayo demicrofractura a hoyo abierto. Si la formación es poco consolidada o frágil, puedenhaber dificultades asentando la empacadura. Si la presión de rompimiento esexcesiva, entonces se requerirá peso adicional de la sarta para mantener laempacadura de hueco abierto en su sitio.





El fracturamiento en hueco entubado es realizado de una menera similar a aquellautilizada en los ensayos a hueco abierto, sin embargo, mecánicamente este es mássimple porque el empacamiento se asienta y se suelta de manera segura. Además

varias zonas pueden ser ensayadas en un solo día. Uno o dos pies de la zona deinterés son cañoneados con la carga mas grande y con la máxima densidad de tirospermitida (4 pf), preferiblemente con ángulos de fase a 120

oF (90

oF puede ser usado

en algunos casos). Este tipo de ensayos tiene la ventaja de permitir ensayarformaciones frágiles o pobremente consolidadas. El azimut de la fractura no puede serdeterminado del microfracturamiento en hueco entubado. El revestidor, el cañoneo y lacementación pueden tener algún efecto sobre los datos.

Un ensayo de microfractura en hueco abierto puede ser utilizado usando la columna deperforación que está ya en el hueco. En huecos abiertos o entubados pueden serusados fluidos que no causen daño a la formación. Las mismas consideraciones son

realizadas tanto en la selección del fluido de microfracturamiento, como en otrasoperaciones de fracturamiento.

Algunos equipos especiales son requeridos para mantener la tasa de inyecciónconstante baja. Un pequeño émbolo puede ser instalado en una bomba de fluido paraasegurar la inyección de tasas bajas con adecuada potencia (caballos de fuerza). Unmúltiple de inyección especializado puede también ser usado para ayudar a mantenerlas tasas constantes requeridas.

El volumen total de inyección puede ser mantenido de10-50 galones (40-90 litros).Cuando se ensaya una sección en hueco abierto, la pérdida de fluido puede serexcesiva y mayores cantidades de líquidos son requeridas. Esta pérdida de fluidopuede ser calculada usando un ensayo de filtración antes del rompimiento de laformación. De tres a cinco diferentes ensayos de inyección son usualmente utilizados.La caída de presión después del cierre es analizada para determinar la presión decierre de fractura. Si la pérdida de fluido es baja, el pozo puede ser puesto a fluir a unarata constante más baja (1/2 - 3 gal/min, 1.9-5.7 lit/min)

Es importante señalar que en el fondo y el cabezal del pozo deben ser utilizadosmedidores de alta precisión.

Pruebas minifrac

El ensayo minifrac es distinto del microfrac arriba mencionado, aunque ambos puedenser utilizados para calcular los esfuerzos horizontales de la formación. Hace alguntiempo ambos ensayos eran llamados minifrac ya que involucraban pruebas deinyectividad en un yacimiento para obtener información sobre la formación para realizar





una fractura hidraúlica completa. Mas recientemente se ha separado ambos tipos deensayos ya que sus propósitos principales son ditintos. El ensayo microfrac se utilizaprincipalmente para determinar la magnitud del esfuerzo horizontal menor mientras que

el propósito principal del minifrac es obtener parámetros sobre los fluidos defracturamiento para optimizar el diseño de una fractura hidraúlica.

El ensayo minifrac se realiza antes de un tratamiento de fractura hidraúlica. Losparámetros que el minifrac puede calcular son los siguientes:

1. Presión de cierre de la fractura y su tiempo de cierre asociado2. Eficiencia del fluido3. Coeficiente de perdida de fluido basado en el modelo utilizado en el

simulador4. Dimensiones de la fractura basado en el modelo utilizado en el simulador

5. Magnitud y tasa de cambio de la presion de inyección en función de la tasade bombeo y el fluiod inyectado.

El minifrac trabaja a las mismas altas tasas del fracturamiento hidraúlico principal(barriles por minuto) sin embargo no se utiliza agente de sostén. También se utiliza elmismo fluido de fracturamiento para poder calibrar los parámetros arriba mencionados.Por lo tanto el minifrac requiere del mismo equipo de fracturamiento hidraúlico principalel cual es mas costoso.

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