TESIS.Presión de poros.

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UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE PETRÓLEO COMISIÓN DE TRABAJOS DE GRADO PROYECTO DE TRABAJO DE GRADO: “Estimación del perfil de Presión de Poro y Gradiente de Fractura para la Localización Exploratoria Travi Este CX a partir de Data Sísmica y Registros de Pozos Vecinos” Realizado por: Jezika Villegas C.I. 17.359.646 Asesor Académico: Asesor Industrial: Ing, Aura Vilela Ing. Luz Rojas Barcelona, Julio de 2010

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UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI

ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE PETRÓLEO

COMISIÓN DE TRABAJOS DE GRADO

PROYECTO DE TRABAJO DE GRADO:

“Estimación del perfil de Presión de Poro y Gradiente de Fractura para la Localización Exploratoria Travi Este CX a partir

de Data Sísmica y Registros de Pozos Vecinos”

Realizado por:

Jezika Villegas

C.I. 17.359.646

Asesor Académico: Asesor Industrial:

Ing, Aura Vilela Ing. Luz Rojas

Barcelona, Julio de 2010

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UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI

ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE PETRÓLEO

COMISIÓN DE TRABAJOS DE GRADO

PROYECTO DE TRABAJO DE GRADO:

“Estimación del perfil de Presión de Poro y Gradiente de Fractura para la Localización Exploratoria Travi Este CX a partir

de Data Sísmica y Registros de Pozos Vecinos”

Realizado por:

Jezika Villegas

C.I. 17.359.646

Asesor Académico: Asesor Industrial:

Ing, Aura Vilela Ing. Luz Rojas

Barcelona, Julio de 2010

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iii

RESOLUCIÓN

Según el artículo 41 del Reglamento de Trabajo de Grado:

“ Los Trabajos de Grado son de exclusiva propiedad de la Universidad y sólo

podrán ser utilizados a otros fines con el consentimiento del Consejo de Núcleo

respectivo quien le participará al Consejo Universitario”.

Page 4: TESIS.Presión de poros.

DEDICATORIA

La vida me ha premiado con la bendición de haber nacido mujer, pero más

aún de tener a una madre tan emprendedora, amable, cariñosa, exitosa y muy

comprensiva; es por eso que todo mi trabajo y esfuerzo por finalizar mi carrera

profesional se lo dedico a mi bella y hermosa madre, “Mi Viejita”, “Gertrudis”

PAULINA PEDA, gracias Viejita por estar siempre allí. Este logro es por ti y para

ti.

Igualmente les dedico esta faena a todas las mujeres emprendedoras que he

conocido hasta ahora, pero muy especialmente a la Doctora Ligia Monterola y a

la Doctora Linda Scope, por ser ese vivo y hermoso ejemplo de mujer a seguir.

Page 5: TESIS.Presión de poros.

AGRADECIMIENTOS

Después de una larga espera, la trayectoria de un camino arduo y el apoyo

de muchas personas a mí alrededor, quiero aprovechar esta ocasión tan

importante y valiosa para extenderles mis más sinceros y cordiales

agradecimientos, tanto para aquellas que me acompañaron desde el comienzo,

aquellas que estuvieron de paso y aquellas que de una u otra manera también

aportaron directa o indirectamente para que este escalón de mi vida profesional se

culminara, muchas gracias, los quiero y respeto mucho. Y aprovecho para

recordarles a todos que esperan cumplir sus propósitos, que la “Cima del éxito se

alcanza con paciencia e inteligencia” Jezika Villegas Peda

Page 6: TESIS.Presión de poros.

CONTENIDO

RESOLUCIÓN....................................................................................................................................III

DEDICATORIA.................................................................................................................................. IV

AGRADECIMIENTOS ........................................................................................................................V

CONTENIDO ...................................................................................................................................... VI

ÍNDICE DE TABLAS......................................................................................................................... IX

ÍNDICE FIGURAS ...............................................................................................................................X

RESUMEN........................................................................................................................................ XIV

CAPÍTULO I ....................................................................................................................................... 16

EL PROBLEMA ................................................................................................................................. 16

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ............................................................................................... 16 1.2 OBJETIVOS............................................................................................................................... 18

1.2.1 Objetivo General ................................................................................................................ 18 1.2.2 Objetivos Específicos.......................................................................................................... 18

CAPÍTULO II ..................................................................................................................................... 20

MARCO TEÓRICO ........................................................................................................................... 20

2.1 ANTECEDENTES........................................................................................................................... 20 2.2 FUNDAMENTOS TEÓRICOS DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA........................... 22

2.2.1 Presión de Poros de la Formación ..................................................................................... 22 2.2.2 Presión de Poro Normal..................................................................................................... 23 2.2.3 Presión de Poro Anormal ................................................................................................... 24 2.2.4 Conceptos de Esfuerzos ...................................................................................................... 25 2.2.5 Efectos de la compactación de las Rocas ........................................................................... 27 2.2.6 Clasificación de las Presiones de Formación..................................................................... 36 2.2.7 ¿Por Qué se debe Detectar las zonas de Sobre Presión?................................................... 36

2.3 GRADIENTE DE FRACTURA .......................................................................................................... 37 2.3.1 Evaluación del Gradiente de Fractura ............................................................................... 40

Page 7: TESIS.Presión de poros.

2.4 PRESIÓN DE SOBRECARGA........................................................................................................... 41 2.4.1 Evaluación del Gradiente de Sobrecarga........................................................................... 43

2.5 ORIGEN DE LAS PRESIONES ANORMALES .................................................................................... 44 2.5.1 Efectos de Compactación ................................................................................................... 44 2.5.2 Barreras de Permeabilidad ................................................................................................ 45 2.5.3 Diagénesis .......................................................................................................................... 46 2.5.4 Fenómeno Osmótico ........................................................................................................... 47 2.5.5 Formación de un Sello........................................................................................................ 47

2.6 ESTIMACIONES DE LAS PRESIONES DE FORMACIÓN ANTES DE LA PERFORACIÓN ........................ 48 2.6.1 Detección de la Sobre Presión............................................................................................ 48 2.6.2 Método de Velocidad Sísmica............................................................................................. 49 2.6.3 Análisis de la Velocidad ..................................................................................................... 50 2.6.4 Datos Sísmicos.................................................................................................................... 52 2.6.5 Velocidades Interválicas..................................................................................................... 53 2.6.6 Análisis de Reflexión........................................................................................................... 54

2.7 ESTIMACIONES DE LAS PRESIONES DE FORMACIÓN MIENTRAS SE PERFORA ............................... 59 2.7.1 Velocidad de Perforación (R.O.P)...................................................................................... 59 2.7.2 Análisis de los Datos de Comportamiento de Perforación................................................. 61 2.7.3 Exponente de Perforación “Dxc”....................................................................................... 64 2.7.4 Densidad de las Lutitas ...................................................................................................... 66 2.7.5 Medidas físicas y químicas sobre los cortes ....................................................................... 69 2.7.6 Análisis de los Cortes ......................................................................................................... 70 2.7.7 Determinación de la Presión de Fractura con pruebas de Presión (LEAK OF

TEST) ...................................................................................................................................................... 72 2.8 ESTIMACIONES DE LAS PRESIONES DE FORMACIÓN DESPUÉS DE LA PERFORACIÓN .................... 76

2.8.1 Método de Registro Sónico y Resistividad.......................................................................... 78

CAPÍTULO III .................................................................................................................................... 82

UBICACIÓN ....................................................................................................................................... 82

3.2 Estratigrafía Regional..................................................................................................... 83 3.3 Modelo Estructural Regional.......................................................................................... 86 3.4 Formación Carapita como Roca Sello .................................................................................. 89 3.5 Descripción Geológica de la Localización............................................................................ 90

CAPÍTULO IV .................................................................................................................................... 95

Page 8: TESIS.Presión de poros.

DESARROLLO DE LA INVESTIGACIÓN .................................................................................... 95

4.1 ESCOGENCIA DE LA DATA DEL CUBO SÍSMICO DEL ÁREA Y LOS PERFILES ELÉCTRICOS DE LOS

POZOS VECINOS DE LA LOCALIZACIÓN EXPLORATORIA TRAVI ESTE CX ...................................................... 95 4.2 CÁLCULO DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL ÁREA EN ESTUDIO A PARTIR DE

LA SÍSMICA Y REGISTROS DE POZOS............................................................................................................. 96 4.3 CALIBRACIÓN CON LA INFORMACIÓN DE PESOS DE LODO, LOT, MDT, DST, E HISTORIA DE

PERFORACIÓN, DE LOS POZOS CON LAS CURVAS DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA

CALCULADOS.............................................................................................................................................. 107 4.4 COMPARACIÓN DE LOS VALORES DE PRESIÓN OBTENIDOS A TRAVÉS DE LA DATA SÍSMICA Y LOS

REGISTROS DE POZOS ................................................................................................................................. 108 4.5 ESTIMACIÓN DEL PERFIL DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA PARA LA

LOCALIZACIÓN EXPLORATORIA TRAVI ESTE CX........................................................................................ 109

CAPÍTULO V.................................................................................................................................... 110

DISCUSIÓN DE RESULTADOS .................................................................................................... 110

5.1 ESCOGENCIA DE LA DATA DEL CUBO SÍSMICO DEL ÁREA Y LOS PERFILES ELÉCTRICOS DE LOS

POZOS VECINOS DE LA LOCALIZACIÓN EXPLORATORIA TRAVI ESTE CX .................................................... 110 5.2 CÁLCULO DE LA PRESIÓN DE PORO Y EL GRADIENTE DE FRACTURA DEL ÁREA EN ESTUDIO A

PARTIR DE LA SÍSMICA Y REGISTROS DE POZOS.......................................................................................... 110 5.3 CALIBRACIÓN CON LA INFORMACIÓN DE PESOS DE LODO, LOT, MDT, DST, E HISTORIA DE

PERFORACIÓN, DE LOS POZOS CON LAS CURVAS DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA

ESTIMADOS................................................................................................................................................. 122 5.4 COMPARACIÓN DE LOS VALORES DE PRESIÓN OBTENIDOS A TRAVÉS DE LA DATA SÍSMICA Y LOS

REGISTROS DE POZOS ................................................................................................................................. 130 5.5 ESTIMACIÓN DEL PERFIL DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA PARA LA

LOCALIZACIÓN EXPLORATORIA TRAVI ESTE CX........................................................................................ 135

CONCLUSIONES............................................................................................................................. 140

RECOMENDACIONES................................................................................................................... 141

BIBLIOGRAFÍA............................................................................................................................... 142

METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO: ................................... 145

Page 9: TESIS.Presión de poros.

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA N° 1. TIEMPO DE TRÁNSITO PARA DIFERENTES MATRICES Y FLUIDOS DE

FORMACIÓN [18]. .......................................................................................................................................... 50

TABLA N° 2. COORDENADAS DEL CUBO SÍSMICO DE CADA POZO [22]. .......................... 95

Page 10: TESIS.Presión de poros.

ÍNDICE FIGURAS

FIGURA N° 1. PRESIÓN DE LOS FLUIDOS SUPERFICIALES [14]........................................... 22

FIGURA N° 2. PRESIÓN DE FLUIDO ANORMAL [14]................................................................. 24

FIGURA N° 3. GRÁFICO DE EXPLICACIÓN TEÓRICA DEL MÉTODO DE BOWERS [14]. 25

FIGURA N° 4. ORIENTACIÓN DE LOS ESFUERZOS DE LA ROCA [14]................................. 27

FIGURA N° 5. MODELO DE COMPACTACIÓN DE LAS ROCAS DE TERZAGHI (1948) [14].

.......................................................................................................................................................................... 28

FIGURA N° 6. ZONA DE TRANSICIÓN DE DIFERENTES DENSIDADES CON UN SELLO

PERFECTO [14]. .............................................................................................................................................. 32

FIGURA N° 7. DECRECIMIENTO DE LA DENSIDAD VS PROFUNDIDAD Y UN

AUMENTO DE LA PRESIÓN DE POROS [14]. .......................................................................................... 34

FIGURA N° 7. VARIACIÓN DE LA SOBRECARGA CON LOS CAMBIOS DE DENSIDADES [14]. .................................................................................................................................................................... 35

FIGURA N° 8. VALORES DE POISSON EN FUNCIÓN DEL GRADIENTE DE

SOBRECARGA Y LA PROFUNDIDAD [15]................................................................................................ 40

FIGURA N° 9. VELOCIDADES INTERVÁLICAS [18].................................................................. 54

FIGURA N° 10. PROCESAMIENTO CORRECTO DE LAS VELOCIDADES

INTERVÁLICAS PARA LA ESTIMACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO [19]. ..................................... 55

FIGURA N° 11. COMPARACIÓN DE CÁLCULO DE PRESIÓN DE PORO ANTES DE LA

PERFORACIÓN Y DESPUÉS DE LA PERFORACIÓN [19]..................................................................... 58

FIGURA N° 10. GRÁFICO DE COMPORTAMIENTO DE LA R.O.P MIENTRAS SE

PERFORA [20]. ............................................................................................................................................... 61

FIGURA N° 13. CORRELACIÓN ENTRE EL REGISTRO DE TASA DE PENETRACIÓN Y

EL REGISTRO INDUCCIÓN ELÉCTRICA [20]. ....................................................................................... 63

Page 11: TESIS.Presión de poros.

FIGURA N° 14. DIAGRAMA ESQUEMÁTICO DEL D´EXPONENTE EN UNA ZONA

SOBRECOMPACTADA (UNDERCOMPACTED) [20]. ............................................................................. 66

FIGURA N° 19. GRÁFICO DE VARIACIÓN DE DENSIDAD DE LA LUTITA [20]. ................. 70

FIGURA N° 22. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LA LOCALIZACIÓN TRAVI ESTE CX [22].

.......................................................................................................................................................................... 82

FIGURA N° 23. CARTA DE CORRELACIÓN ESTRATIGRÁFICA EN SENTIDO NORTE –

SUR A LO LARGO DE LA CUENCA ORIENTAL [22]. ............................................................................ 83

FIGURA N° 24. ESTRUCTURA REGIONAL [22]. .......................................................................... 86

FIGURA N° 25. MAPA ESTRUCTURAL AL TOPE DE LA FORMACIÓN NARICUAL

MOSTRANDO LOS RASGOS ESTRUCTURALES PRINCIPALES. SE APRECIAN, LOS

CORRIMIENTOS: TRAVI-JUSEPÍN (MARRÓN), TRV-4 – COTOPERÍ (AZUL) Y TRAVI NORTE

(VERDE)[22]. .................................................................................................................................................... 88

FIGURA N° 26. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA GENERALIZADA DE LA CUENCA

ORIENTAL DE VENEZUELA [22]. .............................................................................................................. 90

FIGURA N° 27. PROGNOSIS LITOESTRATIGRÁFICA Y PROFUNDIDADES DE LOS

TOPES ESTIMADOS PARA EL PROSPECTO TRAVI ESTE – CX [22]. ............................................... 91

FIGURA N° 28. GRÁFICO DE IMPORTACIÓN DE DATOS PARA ESTIMACIÓN DE

PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL POZO SBC-130X. ............................... 102

FIGURA N° 29. GRÁFICO DE IMPORTACIÓN DE DATOS PARA ESTIMACIÓN DE

PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL POZO SBC-136. .................................. 103

FIGURA N° 30. GRÁFICO DE IMPORTACIÓN DE DATOS PARA ESTIMACIÓN DE

PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL POZO TRV-2X.................................... 104

FIGURA N° 31. GRÁFICO DE IMPORTACIÓN DE DATOS PARA ESTIMACIÓN DE

PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL POZO TRV-3. ..................................... 105

FIGURA N° 32. GRÁFICO DE IMPORTACIÓN DE DATOS PARA ESTIMACIÓN DE

PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL POZO TRV-4. ..................................... 106

Page 12: TESIS.Presión de poros.

FIGURA N° 33. PERFIL DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL

POZO SBC-130X.......................................................................................................................................... 113

FIGURA N° 34. PERFIL DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL

POZO SBC-136............................................................................................................................................. 115

FIGURA N° 35. PERFIL DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL

POZO TRV-2X. ............................................................................................................................................ 117

FIGURA N° 36. PERFIL DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL

POZO TRV-3................................................................................................................................................ 119

FIGURA N° 37. PERFIL DE PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA DEL

POZO TRV-4X. ............................................................................................................................................ 121

FIGURA N° 38. PUNTOS DE CALIBRACIÓN P.I.P, M.D.T, CURVA DE LODO Y

REVESTIDORES SBC-130X...................................................................................................................... 123

FIGURA N° 39. PUNTOS DE CALIBRACIÓN P.I.P, M.D.T, CURVA DE LODO Y

REVESTIDORES SBC-136......................................................................................................................... 125

FIGURA N° 40. PUNTOS DE CALIBRACIÓN P.I.P, M.D.T, CURVA DE LODO Y

REVESTIDORES TRV-2X. ........................................................................................................................ 126

FIGURA N° 41. PUNTOS DE CALIBRACIÓN P.I.P, M.D.T, CURVA DE LODO Y

REVESTIDORES TRV-3. ........................................................................................................................ 127

FIGURA N° 42. PUNTOS DE CALIBRACIÓN P.I.P, M.D.T, CURVA DE LODO Y

REVESTIDORES TRV-4X. ........................................................................................................................ 129

FIGURA N° 44. GRÁFICA DE CÁLCULO DE PRESIÓN DE PORO, GRADIENTE DE

FRACTURA Y SOBRECARGA CON DATOS SÍSMICOS PARA EL POZO SBC-136. .................... 131

FIGURA N° 45. GRÁFICA DE CÁLCULO DE PRESIÓN DE PORO, GRADIENTE DE

FRACTURA Y SOBRECARGA CON DATOS SÍSMICOS PARA EL POZO TRV-2X...................... 132

FIGURA N° 46. GRÁFICA DE CÁLCULO DE PRESIÓN DE PORO, GRADIENTE DE

FRACTURA Y SOBRECARGA CON DATOS SÍSMICOS PARA EL POZO TRV-3......................... 133

Page 13: TESIS.Presión de poros.

FIGURA N° 47. GRÁFICA DE CÁLCULO DE PRESIÓN DE PORO, GRADIENTE DE

FRACTURA Y SOBRECARGA CON DATOS SÍSMICOS PARA EL POZO TRV-4X...................... 134

FIGURA N° 48. ESTIMACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA

PARA LA LOCALIZACIÓN TRAVI ESTE CX A PARTIR DE LA LITOLOGÍA DEL POZO SBC-

130X. .............................................................................................................................................................. 136

FIGURA N° 49. ESTIMACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA

PARA LA LOCALIZACIÓN TRAVI ESTE CX A PARTIR DE LA LITOLOGÍA DEL POZO TRV-

4X................................................................................................................................................................... 137

FIGURA N°50. SECCIÓN GEOLÓGICA SUR-OESTE, NOR-ESTE DEL CAMPO TRAVI 138

FIGURA N° 51.SECCIÓN GEOLÓGICA NOR-OESTE, SUR-ESTE DEL CAMPO SANTA

BARBARA .................................................................................................................................................... 139

Page 14: TESIS.Presión de poros.

RESUMEN

En la cuenca Oriental de Venezuela, en la sub-cuenca de Maturín, es muy

común encontrar dentro de la secuencia lutítica de la Formación Carapita zonas

altamente Presurizadas como producto de la alta tasa de sedimentación de dicha

secuencia. Éstas zonas de altas presiones representan un alto riesgo durante la

perforación de los pozos, por lo que es importante predecir la magnitud de dichas

presiones para garantizar el éxito de la perforación.

La magnitud de la presión de poro y el gradiente de fractura puede calcularse

antes de la perforación con información obtenida de datos sísmicos y pozos

vecinos, durante la perforación con los parámetros de la perforación y después de

la perforación con los datos de los perfiles eléctricos de los pozos. El objetivo de

este estudio fue la predicción de la presión de poros y el gradiente de fractura para

la localización exploratoria Travi Este-CX, ubicado en el campo Travi al Norte del

estado Monagas; usando el programa de computación Drillwoks Predict version

10.5, primero con la información de los pozos vecinos, con la que se logró definir

la presión de poro y el gradiente de fractura para cada pozo, y de igual manera se

realizó la estimación de la geopresión y el gradiente de fractura con las

velocidades interválicas obtenidas de la data Sísmica pero con éstas no se logró

estimar de manera efectiva la magnitud de la presión de poro y gradiente de

fractura para localización exploratoria Travi Este-CX, debido a la poca calidad del

procesamiento de los datos sísmicos necesaria para realizar las estimaciones.

Por lo que fue necesario realizar un “top table” es decir una proyección de la

presión de poros, desde los topes litológicos del pozo vecino ya perforado con los

topes litológicos estimados para la localización Exploratoria Travi Este CX.

Page 15: TESIS.Presión de poros.

Hoy en día el campo Travi es un área productora rentable, por lo que

continúa siendo un prospecto para futuras perforaciones, y con el conocimiento

previo de toda la cuenca, y la información de los pozos existentes, se justifica, la

estimación de las geopresiones para una mejor planificación de las próximas

perforaciones, porque el conocimiento de éstas magnitudes, permite realizar un

diseño de asentamiento de revestidores, un buen programa de densidades de lodo

para perforar cada formación y reducir los problemas operacionales.

Por razones de procesamiento de la información suministrada, la estimación

del perfil de presión de poros para la localización exploratoria Travi Este CX, se

estimo por similitudes de formaciones litológicas con los pozos vecinos TRV-4X y

SBC-130X.

Page 16: TESIS.Presión de poros.

CAPÍTULO I

EL PROBLEMA

1.1 Planteamiento del Problema

Debido al intenso crecimiento de la demanda de productos de la industria

petroquímica, fuente principal de energía disponible, es indispensable que se

incrementen los conocimientos de los diferentes estudios de los procesos de

generación y acumulación del petróleo. Venezuela, país petrolero por excelencia,

requiere de profesionales altamente capacitados en la exploración, explotación y

transformación de este recurso natural almacenado en el subsuelo.

Esa demanda permite la exploración de nuevos campos, para determinar

zonas con potencial activo para la industria de los hidrocarburos, por lo que se

debe realizar una búsqueda avanzada de posibles áreas prospectivas.

En la actualidad, la gerencia de operaciones exploratorias de Petróleos de

Venezuela, S.A (PDVSA) División Oriente, cuenta con una amplia data de pozos

exploratorios del campo Travi y sus campos vecinos, Santa Bárbara y Jusepín

ubicados al Norte del Estado Monagas. Durante la perforación, los pozos

alcanzaron la profundidad de la arena productora de la Formación Naricual del

Campo Travi comprendidas entre la edades geológicas del Mioceno y el

Oligoceno, yacimiento que se encuentra entrampado con una roca sello llamada

Formación Carapita de la era del Mioceno, esta roca sello presenta una presión

por encima del valor de la presión de poros normal, producto del fluido altamente

conductivo y poco resistivo almacenado en ella y por el efecto de compactación de

los sedimentos, por lo que se estima que es un área de sobrepresión, también

llamado presión anormal, geopresión o sobre presurizada.

Page 17: TESIS.Presión de poros.

17

Los campos antes mencionados se encuentran en La Cuenca Oriental de

Venezuela la cual está situada en la zona Centro-Este de Venezuela y se

encuentra sub-dividida en dos sub-cuencas que son la sub-Cuenca de Guárico y

la sub-Cuenca de Maturín, en esta última es muy común encontrar Formaciones

geológicas sobre-presurizadas debido entre otras causas a la sedimentación

rápida en las secuencias deltáicas jóvenes, por lo que es necesario estimar las

magnitudes de las presiones para minimizar los riesgos operacionales que se

puedan presentar durante la perforación. Estas estimaciones inicialmente se

realizan a través de velocidades interválicas obtenidas de la sísmica y registros de

pozos vecinos, si existen. Generalmente las velocidades interválicas tomadas de

la sísmica a menudo no son ideales para estimar las presiones de poro, ya que

son procesadas en intervalos muy amplios en el muestreo y es necesario realizar

una correcta estimación, calibrando las presiones estimadas de la sísmica con

información de registros de pozos, pruebas de integridad, peso del lodo y medidas

directas de la presión de poro con Rational Functional Tester (RFT), Drill Stem

Test (DST) y Modular Formation Dynamics Tester (MDT).

La gerencia de operaciones geológicas de PDVSA tiene previsto perforar un

nuevo pozo en los bloques exploratorios del Campo Travi ubicados al Noroeste del

estado Monagas. Para la iniciación de la perforación del pozo de la localización

TRAVI ESTE-CX inicialmente la empresa cuenta con información de pozos

vecinos, y con la interpretación sísmica. Los pozos perforados en estos campos,

han presentado problemas operacionales en las zonas sobre presurizadas, por lo

que es indispensable comprender los principios físicos de estas presiones

anormales que se presentan durante la perforación dentro de estos campos tanto

en la sección Alóctona y como la sección Autóctona de la formación Carapita la

cual es una lutita y así reducir los problemas operacionales que se puedan

presentar.

Page 18: TESIS.Presión de poros.

18

La finalidad de este estudio es poder estimar el perfil de presión para la

localización exploratoria TRAVI ESTE CX partiendo de los datos sísmicos y los

perfiles eléctricos de los pozos vecinos seleccionados. Realizando una buena

calibración entre éstos, ya que la sísmica por sí sola no representa un análisis

óptimo de las evaluaciones de la presión de poro y el gradiente de fractura.

1.2 OBJETIVOS

1.2.1 Objetivo General

Estimar el perfil de presión de poro y gradiente de fractura para la

localización exploratoria Travi Este CX a partir de data sísmica y registros de

pozos vecinos.

1.2.2 Objetivos Específicos

1. Escoger la data del cubo sísmico del área y los perfiles eléctricos de los

pozos vecinos de la localización exploratoria Travi Este CX.

2. Calcular la presión de poro y el gradiente de fractura del área en estudio

desde la sísmica y los registros.

3. Calibrar la información de pesos de lodo, LOT, MDT, DST, e historia de

perforación, de los pozos con las curvas de presión de poro y gradiente de

fractura calculados.

4. Comparar los valores de presión obtenidos a través de la data sísmica y los

registros de pozos.

Page 19: TESIS.Presión de poros.

19

5. Estimar el perfil de presión de poro y gradiente de fractura para la

localización exploratoria Travi Este CX.

Page 20: TESIS.Presión de poros.

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

2.1 Antecedentes

Desde el nacimiento de la industria de los hidrocarburos hace 150 años, en

la ciudad de Titusville en Pensilvania EEUU, el 27 de agosto del año 1859, donde

se perforó el primer pozo para la extracción de petróleo en representación de la

Seneca Oil Company y liderado por el coronel Edwin Drake, surgieron muchos

estudios especializados, pero la mayoría se enfocaron solo en la zona geológica

que contiene el recurso no renovable. Pero al encontrarse entrampado en un

ambiente sedimentario subterráneo se creó la necesidad de estudiar lo que rodea

como por ejemplo las propiedades físicas de las rocas sellos que son las que

permiten que el fluido no migre hacia otras zonas.

Muchos autores se dedicaron a explicar el fenómeno de formación del

petróleo y entre esas explicaciones crearon una serie de ecuaciones e

interpretaciones gráficas que a continuación se relatan:

Desde el año 1957 al año 1979, los trabajos presentados por Hubbert, M.K. y

Willis, D.C. (1958) demostraron que el efecto del incremento del esfuerzo efectivo,

inducido por la producción de los fluidos del yacimiento, sobre la porosidad y

permeabilidad, no es sólo significativo cuando ambas propiedades son elevadas,

sino que también debe ser considerado cuando éstas tiene valores bajos; al

mismo tiempo que concluyen acerca de la importancia de la trayectoria de

esfuerzos sobre la permeabilidad vertical, horizontal y la porosidad. Esta

demostración aportará para este estudio la interpretación de los esfuerzos de las

rocas [1].

Page 21: TESIS.Presión de poros.

21

Clark, Jr (1961) acuñó el término "exceso de presión tectónica" durante su

discusión de compresión tectónica en el Golfo de Mexico [2].

Dickey, Ea y Cols. (1968) interpretaron las teorías desarrolladas sobre la

base de fallas. Con estos estudios se podrán comprender los movimientos

geológicos de la corteza [3].

Rieke, Hh y Chiligarian, Gv (1974), Magara, K (1974) y Plumley, Wj (1980)

examinaron la compactación como un mecanismo de "desequilibrio" anormal que

causa la presión del líquido. Basándonos en lo que realizaron estos científicos

interpretaremos las fuerzas que pueden generar los fluidos entrampados en las

rocas sedimentarias [4], [5],[6].

Según Gilreath, Ja (1968)[7], Johnson, Ha y Bredeson, Dh (1971) el

diapirismo de sal y lutitas, fue el responsable de la creación de unos entornos de

presión anormal en el Golfo de Mexico. Con estos estudios subsecuentes se podrá

deducir que los minerales contenidos en la roca y los fluidos también pueden

generar sobrepresiones [7].

Harkins, kl y Baugher, Jw (1969), Kharaka, Jk y cols. (1973), Donaldson

(1980) [8],[9], [10] examinaron la influencia de la temperatura de formación anormal

en el mantenimiento de las presiones de fluido anormalmente altas (especialmente

en la Costa del Golfo de los Estados Unidos).

Hanshaw (1967) B y Bredehoeft, Jd (1968) [11] investigaron Los cambios de

fase de los minerales durante la diagénesis y catagénesis

Hanshaw, B y Zen, E (1965) Swarbrick, Re y Osborne, Mj (1997) [12], [13]

analizaron todo lo referente a presiones osmóticas.

Page 22: TESIS.Presión de poros.

22

2.2 Fundamentos Teóricos de Presión de Poro y Gradiente de Fractura

2.2.1 Presión de Poros de la Formación

Para entender las fuerzas responsables de las presiones de los fluidos en el

subsuelo de un área dada se deben considerar los procesos geológicos que

ocurrieron previamente. Una de las distribuciones de presión más comunes y más

simples ocurre en los sedimentos someros que fueron depositados lentamente en

un ambiente deltáico (Figura 1).

Figura N° 1. Presión de los fluidos superficiales [14].

Cuando el material detrítico que es llevado por los ríos hacia el mar sale de la

suspensión y se deposita, los sedimentos así formados inicialmente no son

consolidados ni compactos, y por lo tanto, tienen una relativa alta porosidad y

permeabilidad. El agua de mar mezclada con estos sedimentos se mantiene

comunicada con el agua de mar y esta a la presión hidrostática. Una vez que ha

ocurrido la deposición, el peso de las partículas sólidas está soportado por los

puntos de contacto grano con grano, y las partículas sólidas asentadas no tienen

influencia sobre la presión hidrostática del fluido situado debajo. De modo que la

presión hidrostática del fluido contenido dentro del espacio poroso de los

Page 23: TESIS.Presión de poros.

23

sedimentos depende solamente de la densidad del fluido. A medida que aumenta

la profundidad de enterramiento, mediante la deposición sucesiva y continúa de

sedimentos, los granos de roca depositados previamente, estarán sujetos a mayor

carga, a través de los puntos de contacto grano a grano. Esto causa un

realineamiento de los granos a un espaciamiento más cercano, resultando en un

sedimento más compactado y de más baja porosidad. A medida que ocurre la

compactación se expele agua continuamente del espacio poroso decreciente. Sin

embargo, siempre que exista una trayectoria del flujo siempre permeable hacia la

superficie, el gradiente de potencia de flujo hacia arriba que se requiere para

expeler el agua de compactación será muy pequeño, por lo que se mantendrá el

equilibrio hidrostático [14].

Así, la presión hidrostática se puede calcular por

hP fluidoH **052,0 ρ= (Ecuación 1)

Pp = Presión de los fluidos de la formación o presión de poros en lbs/pulg2

ρ fluido = Densidad del fluido en lbs-galón

h = Profundidad en pies

0,052 = Constante conversión

2.2.2 Presión de Poro Normal

Se dice que una presión de poros es normal cuando es causada solamente por

la columna hidrostática del agua connata contenida en los poros de la formación y

existe comunicación con la superficie. El punto de contacto con la superficie no

tiene que ser necesariamente el nivel del mar [14].

Page 24: TESIS.Presión de poros.

24

2.2.3 Presión de Poro Anormal

En muchos casos, se encuentra que la presión de formación es mayor que la

presión normal para esa profundidad.

Las presiones de formación anormales (Figura 2) se encuentran en la

mayoría de las cuencas sedimentarias del mundo y los mecanismos que lo

pueden causar son:

• Efectos de la compactación.

• Efectos diagenéticos.

• Efectos de densidad diferencial.

• Efectos de la migración de fluidos.

Figura N° 2. Presión de fluido anormal [14].

El método de Bowers usa la lentitud del Registro sónico y parámetros

determinados empíricamente para establecer el esfuerzo efectivo vertical, el cual

Page 25: TESIS.Presión de poros.

25

es entonces sustraído de la sobrecarga (esfuerzo vertical total) para calcular la

presión de poro. Este método puede usarse para predecir la presión de poro

causada tanto por desequilibrios en la compactación como por el efecto de una

fuente mecánica. Con las ecuaciones 11 y 12 se realiza el cálculo de la presión

de poro con el Método de Bowers.

Bowers modifica la ecuación de Eaton que solo toma en cuenta el efecto de

la sobre-compactación para cálculo de presión de poro agregando un valor

empírico “U” denominado descarga durante el enterramiento (unloading), esto no

es más que la suma de la sobre-compactación con el fluido contenido entrampado

en la roca, (Figura 3) [14].

Figura N° 3. Gráfico de explicación teórica del Método de Bowers [14].

2.2.4 Conceptos de Esfuerzos

A diferencia de los líquidos, los cuales pueden oponerse a cargas iguales en

todas direcciones (distribución isotrópica), los sólidos pueden soportar cargas

diferentes en una gran variedad de direcciones.

Page 26: TESIS.Presión de poros.

26

Cuando un sólido está sujeto a fuerzas externas (por ejemplo, a fuerzas

ejercidas en un testigo de roca), éste reacciona redistribuyendo internamente las

fuerzas, llamadas esfuerzos (stresses). Ésto difiere en dos importantes vías

comparado con los líquidos:

• Difiere en su dirección espacial: Para un esfuerzo dado puede tener

cualquier orientación.

• Hay dos tipos: Estos difieren de acuerdo a como es aplicada la carga.

Si la carga es aplicada perpendicularmente a la superficie en cuestión,

el esfuerzo es llamado a ser normal, y puede ser compresivo o de

tensión. Las cargas tangenciales para una superficie dada produce lo

que es conocido como tensión de cizalla (shear stress).

Trabajos de campo en esfuerzos aplicados a la roca a menudo asume un

modelo simplificado para minimizar los cálculos necesarios. Este modelo asume

que en cualquier punto de la roca, existen tres planos de orientación desconocida,

pero interceptándose en ángulo recto, y sujetos solamente a un esfuerzo normal.

Para una roca dada, estos son llamados esfuerzos principales probablemente

difiriendo el valor uno del otro. La combinación de la gravedad más la tectónica

tiende a orientar el esfuerzo principal en uno vertical (σz) y dos horizontales (σx,y)

(Figura 4) La roca está siempre bajo cargas estáticas por compresión vertical, así

que el esfuerzo total resultante será un vector cuyos componentes serán el

esfuerzo de compresión vertical y el esfuerzo de compresión horizontal. Los

esfuerzos horizontales actúan en pares, ya sea uno principal y uno secundario, o

ambos principales. Una columna de roca entre estos esfuerzos tenderá a

comprimirse y a moverse como un esfuerzo cortante.

Page 27: TESIS.Presión de poros.

27

Figura N° 4. Orientación de los esfuerzos de la roca [14].

La actual orientación del componente del esfuerzo varía, pero generalmente

uno de estos aproximadamente corresponde al componente vertical. El modelo

además asume que el valor del esfuerzo vertical es igual a la Presión de

sobrecarga (Overburden Pressure) en un área tectónica "distendida" el esfuerzo

principal menor es el componente horizontal. La importancia de esto es que el

esfuerzo principal menor, y la presión de fluido de la formación, controlan la

cantidad de presión necesaria para abrir fracturas en la formación. Si por ejemplo

la presión del lodo excede la presión del fluido de formación más el esfuerzo

principal menor, ocurrirán fracturas y pérdidas de circulación [14].

2.2.5 Efectos de la compactación de las Rocas

El agua contenida en los poros se expande a medida que aumenta la

profundidad de enterramiento y aumenta la temperatura, mientras que el espacio

poroso se reduce por el aumento de la carga geostática.

Page 28: TESIS.Presión de poros.

28

Figura N° 5. Modelo de compactación de las rocas de Terzaghi (1948) [14].

Así, la presión de formación normal se puede mantener solamente si existe

una trayectoria de suficiente permeabilidad para permitir que el agua de las

formaciones escape fácilmente.

Para ilustrar este principio, en la Figura 5 se ve un modelo simple de

mecánica de suelos. En este modelo los granos de roca están representados por

pistones que se contactan unos con otros a través de un resorte. El agua connata

que llena el espacio entre los pistones tiene una trayectoria de flujo natural hacia

la superficie. Sin embargo, esta trayectoria puede ser restringida (representada

por la válvula del modelo).

Los pistones son cargados por el peso de la sobrecarga geostática σ sob, a la

profundidad dada de enterramiento. Soportando esta carga están: 1- El soporte

proporcionado por el esfuerzo vertical del contacto grano a grano o el esfuerzo de

la matriz σZ y 2- la presión de poros pP . De modo que se tiene:

pZSob P+= σσ (Ecuación 2)

Page 29: TESIS.Presión de poros.

29

Siempre y cuando el agua de los poros pueda escapar tan rápido como se

requiera por la tasa de compactación natural, la presión de poros permanecerá

igual a la hidrostática. El esfuerzo de la matriz continuará aumentando a medida

que los pistones se acerquen el uno al otro, hasta que el esfuerzo de sobrecarga

es balanceado.

En una cuenca sedimentaria real, si durante el curso de la subsidencia, el

fluido contenido inicialmente en los poros puede escapar libremente hacia la

superficie, posiblemente, a través de canales permeables continuos, se presentan

los siguientes fenómenos:

a. La porosidad decrecerá continuamente con la profundidad de

enterramiento.

b. La presión de poros (pp) siempre es aproximadamente igual a la

hidrostática.

c. El esfuerzo vertical de la matriz de la roca (σZ) será siempre un

máximo.

d. La lutita estará normalmente compactada

Sin embargo, si la trayectoria del flujo de agua hacia la superficie es

bloqueada o restringida, el esfuerzo de sobrecarga creciente causará

presurización del agua que contienen los poros sobre la presión hidrostática. El

volumen poroso, también permanecerá mayor que el normal para una profundidad

de enterramiento dada. La pérdida natural de permeabilidad mediante la

compactación de sedimentos de grano fino, tal como lutitas o evaporitas, puede

crear un sello, que puede desarrollar la creación de una presión anormal.

En este caso, si los fluidos solamente pueden escapar de los poros con

dificultad, se presentarán los siguientes fenómenos:

Page 30: TESIS.Presión de poros.

30

• La porosidad sólo decrecerá ligeramente con la profundidad de

enterramiento

• La presión de poros crecerá por encima de la presión normal

• σZ decrecerá por debajo del máximo

• La arcilla estará sub-compactada.

De esta forma, la subcompactación es un resultado de la presencia de

barreras de permeabilidad que rodean a la arcilla que impiden que la presión de

poros alcance el equilibrio hidrostático. Al no poder escapar el agua intersticial de

la matriz de la roca, bajo la sobrecarga, una gran parte de ésta transmite su

presión a cualquier yacimiento que esté por debajo de esta.

Se debe hacer notar que este fenómeno solamente ocurre cuando la matriz

es compresible, como en el caso de las lutitas. Esto no ocurre, por ejemplo, en

areniscas puras, en las cuales la estructura física inicial es tal, que la matriz es

incompresible y soporta la presión geostática o de sobrecarga sin transmitirla a los

fluidos que están en sus poros. Sin embargo, los lentes de arenas intercalados en

una lutita masiva forman un recipiente ideal de presiones anormales y son un

peligro potencial en perforación.

Existen varias causas para la formación de barreras de permeabilidad, que

varían ampliamente en su efectividad. Se pueden clasificar según su origen en

barreras físicas, químicas o una combinación de la dos. Las principales causas de

barreras de permeabilidad son:

a. Sedimentos de evaporitas: Por ejemplo la deposición de una evaporita

sobre una sección de arcilla estaría subyacente a una capa de roca

impermeable que impide que los fluidos escapen de los poros. La

barrera es perfecta.

Page 31: TESIS.Presión de poros.

31

b. Actividad tectónica: Una actividad tectónica grande puede resultar en

fallas y subsidencia rápida de bloques de fallas produciendo

restricción del escape de fluidos.

c. Sedimentación rápida: La deposición rápida de sedimentos, muy

común en cuencas deltáicas, causan que las arcillas sean

subcompactadas, ya que el fluido de los poros no tiene suficiente

tiempo para escapar. Este es el caso más común de

subcompactación. El sello no es perfecto, en este caso.

Dependiendo de la calidad de la barrera de permeabilidad se podría

encontrar una zona de transición.

Se deben considerar dos casos:

• Si la capa de roca impermeable efectúa un sello perfecto (como en el

caso de una sal), la lutita habrá sido preservada en su estado inicial

de compactación. En este caso no habrá zona de transición.

• En la lutita, los fluidos contenidos en los poros soportarán parte de la

presión de sobrecarga, y estará por consiguiente sobrepresionada

(presión anormal), aún cuando arriba de la capa de roca impermeable

el gradiente de presión será normal dependiendo de la densidad de

los fluidos en el sitio (Figura 6).

Page 32: TESIS.Presión de poros.

32

Figura N° 6. Zona de transición de diferentes Densidades con un sello Perfecto [14].

Sin embargo el gradiente de compactación dentro de las lutitas mantendrá la

misma función de su peso como en su deposición.

Hay dos puntos que se deben observar:

a) La densidad de equilibrio disminuirá durante la penetración de las lutitas con

presión normal. Como es imposible reducir la densidad de lodo sin bajar

tubería, siempre existirá el riesgo de que ocurra una pérdida de circulación o

un atascamiento por presión diferencial en el fondo del pozo.

Page 33: TESIS.Presión de poros.

33

b) La densidad de lutitas disminuirá bruscamente después de la perforación de la

capa impermeable, y luego aumenta suavemente con la profundidad siguiendo

una tendencia normal.

Si la capa de roca impermeable efectúa un sello parcial (como en el caso de

lutitas o formaciones fracturadas) habrá un flujo de fluido de los poros saliendo de

la zona de presión anormal hacia la zona de presión normal.

Los niveles superiores de la zona de presión anormal tenderán a

recompactarse a medida que sale parte de su fluido intersticial. Las partes más

profundas de la zona sufrirán menos desahogo de fluido debido al aumento de las

caídas de presión:

La recompactación parcial de las lutitas cerca de la roca impermeable da

como resultado que soporte una mayor parte de la presión de sobrecarga,

reduciendo así la presión de poros.

Al comienzo de la penetración de una zona de presión anormal, la situación

dinámica, resulta de una inversión del gradiente de compactación de las lutitas

(decrecen en densidad Vs profundidad) y un aumento de la presión de poros,

siguiendo un gradiente mucho mayor que el de los fluidos en sitio (Figura 7).

Page 34: TESIS.Presión de poros.

34

Figura N° 7. Decrecimiento de la Densidad Vs Profundidad y un aumento de la presión de poros [14].

Después de la zona de transición, el gradiente de presión generalmente

evoluciona paralelamente al de sobrecarga, pero también se encuentran casos en

que la presión de poros retorna hacia presiones más bajas (Figura 7).

Los cambios de la densidad bruta de las lutitas con la profundidad están

relacionados, principalmente, con el cambio de la porosidad de los sedimentos con

la compactación. La densidad de los granos de los minerales comunes que se

encuentran en depósitos sedimentarios, no varían mucho, y generalmente, se

pueden asumir como constantes a un valor promedio representativo. Esto también

es aplicable a la densidad de los fluidos contenidos en los poros.

Page 35: TESIS.Presión de poros.

35

La densidad bruta a una profundidad dada está relacionada con la densidad

de los granos ρg, la densidad de los fluidos contenidos en los poros de la

formación, ρfl y la porosidad φ.

Como sigue:

( ) φρφρρ *1* fluidogb +−= (Ecuación 3)

Figura N° 7. Variación de la Sobrecarga con los cambios de Densidades [14].

En áreas de significante actividad de perforación, el cambio de la densidad

bruta con la profundidad generalmente se determina por los métodos de registros

convencionales [14].

Page 36: TESIS.Presión de poros.

36

2.2.6 Clasificación de las Presiones de Formación

Presión Subnormal.- Si la presión es menor al gradiente hidrostático

entonces se define como una presión subnormal; es decir, cuando la presión

normal es menor a la presión hidrostática de la columna de fluido de formación y

es menor a un gradiente [15].

Presión Normal.- Es igual a la presión hidrostática ejercida por una columna

de agua de una densidad específica y que se extiende desde la superficie hasta

la profundidad de la formación. La presión hidrostática es proporcional al peso del

fluido y a la columna del mismo, sin embargo no se ve afectada por la forma o

tamaño del hoyo. Se ve afectada también por la concentración de sólidos

disueltos, así como por el gradiente de temperatura. El gradiente normal de

presión en la mayoría de los yacimientos es 0,422 Lpc/pie, el cual equivale a 8,5

Lpc/pies de peso de lodo equivalente. Esto significa que la salinidad del fluido es

aprox. 20.000 ppm. Algunas áreas tienen un gradiente de agua fresca de 0,433

Lpc/pie o 8,33 Lpc/pies [15].

Presión Anormal.- Un gradiente de presión que exceda el calculado para la

presión hidrostática está en presencia de una presión anormal, cuando es mayor a

la presión hidrostática de los fluidos de la formación. Llamadas también

sobrepresión (Overpressure) son aquellas presiones de formación en las que la

presión del fluido contenido en los espacios porosos de la roca, es mayor que la

presión de la columna hidrostática conteniendo agua salada a la profundidad de la

formación [15].

2.2.7 ¿Por Qué se debe Detectar las zonas de Sobre Presión?

La necesidad de detectar las presiones anormales en la Formación es

importante tanto para el ámbito de la seguridad como para el económico. El

Page 37: TESIS.Presión de poros.

37

conocimiento de la presión de poro puede reducir el riesgo de un descontrol del

pozo. Si se mantiene la presión hidrostática necesaria para el control de la presión

de formación, se reduce el costo de la perforación de un pozo.

En caso de penetrar una formación sobre presurizada, y la roca es

permeable, los fluidos se manifiestan en la columna del lodo (gas, agua salada,

aceite, CO2, H2S, etc), si la roca no es permeable o es de baja permeabilidad y si

la columna hidrostática no es suficiente para controlar la presión de la formación,

se provocarán derrumbes y ocasionará inestabilidad en las paredes del hoyo.

La inestabilidad del pozo puede ser causada por diferentes factores, las

lutitas pueden absorber agua cuando hay un alto filtrado, aumentar su presión de

poro y causar derrumbes. Sí el fluido de perforación tiene poca capacidad de

acarreo, ocasionará que los cortes caigan y rellenen el hoyo, observándose

resistencia al pasar la tubería, fricción al sacar la tubería o aumento de torsión al

estar en rotación la sarta.

2.3 Gradiente de Fractura

El gradiente de fractura es la presión máxima que puede resistir la roca sin

fracturarse.

La presión hidrostática a la cual se fractura una formación expuesta depende

de la presión a la que se encuentra los fluidos de la formación y a la presión de

sobrecarga actuante a la profundidad de la formación. Es importante conocer la

presión de fractura de la formación para no exceder la presión hidrostática y

ocasionar con esto una ruptura de la formación y una pérdida de lodo.

Una excesiva presión hidrostática o una alta densidad equivalente de

circulación pueden ocasionar un rompimiento de la formación. Las presiones

Page 38: TESIS.Presión de poros.

38

superiores a la fuerza de cohesión de la roca tienden a desarrollar fracturas

ocasionando con esto, perdidas de volumen de lodo circulación. Estas pérdidas de

lodo ocasionan también que los cortes de la formación se pierdan dentro de las

fracturas ocasionando que no puedan ser examinadas en la superficie, pero mas

significativos es el riesgo que se corre de un descontrol de pozo. La pérdida de

lodo reducirá la altura del nivel del lodo dentro del agujero decreciendo con esto, la

presión hidrostática en el punto donde es menor que la presión de la formación se

originará el descontrol o derrumbe del pozo. Si un pozo es cerrado al presentarse

el descontrol, nos registrará presiones en la tubería de perforación y en el espacio

anular, estas presiones actuando junto con la presión hidrostática pueden

ocasionar un fracturamiento en la formación.

La formación más débil y que se fractura más fácilmente si la presión

hidrostática es excesiva, se encuentra inmediatamente abajo de la última zapata.

El gradiente de fractura se expresa en términos de densidad equivalente de

fluido de perforación y está en función del gradiente de sobrecarga, el gradiente de

presión de fluido, la relación de esfuerzos horizontales o verticales, la naturaleza

del fluido fracturante y la permeabilidad de la formación.

Para determinar el gradiente de presión de fractura, debe asumirse que la

presión mínima requerida en el hoyo, para propagar una fractura existente, es la

presión necesaria para vencer el esfuerzo total o principal menor, involucrando allí,

la evaluación del esfuerzo principal mínimo (σ h).

Para la estimación de la presión de fractura, se utilizó el método Eaton (1969),

que se fundamenta en que la deformación de la roca es elástica y está

representada por medio del coeficiente de Poisson (μ) en la siguiente ecuación:

Page 39: TESIS.Presión de poros.

39

PF +⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

= σμ

μ *1

(Ecuación 4)

Donde:

F = Fuerza.

μ = Coeficiente de Poisson.

σ = Esfuerzo.

P = Presión.

Y que basicamente el radio de Poisson (Poisson´s Ratio) y el gradiente de

sobrecarga (Overburden Gradient) varía con la profundidad, y Eaton determina

valores de Poisson en base a datos regionales de gradiente de fractura, al

gradiente de presión de formación y al gradiente de sobrecarga (Overburden

Gradient). La utilización del método de Eaton requiere que ya se hayan estimado

las presiones de los poros, el coeficiente de Poisson, y el gradiente de sobrecarga.

La ecuación para este cálculo es:

( ) ⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

−−+=

νν

1PpOBGPpGF (Ecuación 5)

Donde:

=GF Gradiente de Fractura (Lpc/pie; lb/gal).

=Pp Gradiente de Presión de Poro (Lpc/pie; Lb/gal).

=ν Relación de Poisson (unidimensional).

=OBG Gradiente de Sobrecarga (Lpc/pie; lb/gal).

Basado en que la relación de Poisson y el gradiente de sobrecarga varían

con la profundidad, Eaton determinó valores de ésta relación en función de valores

regionales del gradiente de sobrecarga, como se muestra en la (Figura 8) [15].

Page 40: TESIS.Presión de poros.

40

Figura N° 8. Valores de Poisson en función del Gradiente de Sobrecarga y la profundidad [15].

2.3.1 Evaluación del Gradiente de Fractura En orden de prevenir un reventon mientras se perfora, es necesario

mantener el peso del lodo levemente superior que la Presión del fluido de la

formación para un nivel dado.

Cuando penetramos una zona anormalmente presurizada es necesario

incrementar la densidad del lodo para mantener el equilibrio de la nueva formación

perforada. Esto no obstante tiene severas consecuencias, una de las cuales es

incrementar la Presión ejercida por el lodo a lo largo del pozo.

Es necesario distinguir entre el gradiente más reciente y la prueba de

gradiente de fractura el que es obtenido mediante la prueba de presión (Leak Off

Page 41: TESIS.Presión de poros.

41

Test, L.O.T.), la cuál es tomada inmediatamente 10 pies por debajo del último

revestidor asentado, siendo este el punto más débil de la próxima fase. Este

procedimiento puede ser descrito como la inyección de lodo dentro de la

formación, vía porosidad o micro-fracturas. Así, en presencia de porosidad o débil

cementación del revestimiento el L.O.T. no corresponde al gradiente de fractura.

La información del gradiente de fractura es esencial para:

• Establecer el programa de perforación y la profundidad del

revestimiento.

• Determinar la máxima presión anular que puede ser tolerada cuando

se controla un (kick), para evitar reventones (Blowout) internos.

• Para estimar la presiones requeridas para una posible estimación de

fracturamiento hidráulico [16].

2.4 Presión de Sobrecarga

Es la presión ejercida por el peso de la capa de sedimentos más el fluido

contenido en los poros.

También se dice que es la presión que excede la presión hidrostática,

requerida para elevar una columna de fluido desde la formación hasta la

superficie.

Un entorno geológico hidrostáticamente presurizado es un sistema abierto

hidráulicamente, esto significa que es permeable y el fluido se comunica con la

formación. El fluido de los poros es libre para escapar durante la compactación, de

esta manera la presión del fluido es la presión hidrostática. Un sistema con alta

presión de formación anormal es esencialmente cerrado, obstaculizando o por lo

menos restringiendo la comunicación con el fluido, con el aumento de la carga

Page 42: TESIS.Presión de poros.

42

adicional de sedimentos, el fluido de los poros no puede escapar o al menos el

escape es muy lento para mantener el equilibrio hidrostático, y el fluido de los

poros parcialmente soporta la Presión de Sobrecarga, la compactación es

retardada, la presión de fluido es más grande que la presión hidrostática.

En la evolución de la presión de formación, un sello efectivo, o una barrera

permeable, debe existir cerca del tope de la formación sobrepresionada. El sello

actúa simultáneamente como una barrera de presión, por ejemplo en el Norte de

la Cuenca del Golfo de México es tomado como una barrera vertical, que consiste

en una Lutita y Limolita masiva e impermeable.

La industria del petróleo usualmente utiliza el gradiente de presión como una

medida cuantitativa de la presión del fluido de formación. En el Norte de la Cuenca

del Golfo de México, la presión de gradiente hidrostático es tomada como 0,465

psi por pie asumiendo una densidad de una solución conteniendo 80.000 ppm de

cloruro de sodio. La sobrecarga o presión de la roca se incrementa en 1,0 psi por

pies.

De esta manera cualquier gradiente de presión de fluido de formación entre

0,465 y 1,0 Lpc/pie es considerado geopresionado.

La magnitud de la geopresurización es generalmente clasificada como baja o

media (0,465 psi/pies < gradiente de presión de fluido < 0,65 psi/pies), intermedia

o moderada (0,65 psi/pies < gradiente de presión de fluido < 0,85 psi/pies) y alta

(gradiente de presión del fluido > 0,85 psi/pies). La profundidad de las formaciones

geopresurizadas varían regionalmente, y la superficie que delinea la distribución

de las formaciones geopresionadas es definida como “Tope de Geopresión” [16].

Page 43: TESIS.Presión de poros.

43

2.4.1 Evaluación del Gradiente de Sobrecarga El conocimiento del gradiente de sobrecarga es de primordial importancia

cuando evaluamos la presión de formación y el gradiente de fractura.

Debido a la compactación de los sedimentos y el consecuente incremento de

la densidad con la profundidad, el gradiente de sobrecarga se incrementa

rápidamente debajo de la superficie, logrando alcanzar valores que tienden a

estabilizarse debajo de cierta profundidad. Aunque no surgen significativos errores

asumiendo un gradiente constante en tierra (on shore), requiere sumo cuidado

cuando se tienen grandes espesores de sedimentos pobremente consolidados y

capa de agua.

Calcula el gradiente de sobrecarga implica, el conocimiento de la densidad,

obtenida de los registros eléctricos, densidad de las lutitas y/o datos sísmicos.

Para este caso la sobrecarga se calculó usando el registro de densidad,

fundamentándose en la siguiente ecuación:

dzgdzgzv ρρσ ∫ −= )( (Ecuación 6)

Donde: ρ : Densidad de los diferentes estratos gr/cc.

g : Gravedad terrestre.

z : Variable de integración en función de la profundidad, a través de los

datos suministrados por el registro de densidad (RHOB) [16].

Page 44: TESIS.Presión de poros.

44

2.5 Origen de las Presiones Anormales

Se han identificado varios mecanismos que pueden provocar presiones

anormales en cuencas sedimentarias. Para que exista un estado de presiones

anormales se necesita un sello o barrera de permeabilidad, ya sea vertical o

transversalmente. El sello puede ser de cualquier material o combinación de

materiales en el subsuelo que previenen la migración del fluido. El sello puede ser

físico, químico o una combinación de ambos.

Los sellos verticales pueden ser domos de sal, limolita, dolomitas, lutitas,

calizas con muy baja permeabilidad, etc. Algunos sellos transversales son las

fallas.

Las causas más comunes de sobrepresión son efectos de compactación,

barreras de permeabilidad, causas diagéneticas, fenómeno osmótico, colocación

estructural, cementación, transformación mineral entre otros [17].

2.5.1 Efectos de Compactación El proceso normal de sedimentación se efectúa con el depósito de capas de

partículas de diferentes rocas. Conforme transcurre la depositación, la presión de

sobrecarga se incrementa. Las capas inferiores son forzadas hacia abajo. Al

aumentar la presión de sobrecarga, la roca subyacente debe absorber la carga.

A mayor contacto entre los granos de las partículas de la roca, su resistencia

aumenta (Esfuerzo de matriz) reduciendo con esto, la porosidad. Si el proceso

normal de compactación se interrumpe no permitiendo que los fluidos de los

espacios porosos se escapen. La matriz porosa no podrá aumentar el contacto

grano a grano, o sea su capacidad para soportar presión de sobrecarga. Entonces

Page 45: TESIS.Presión de poros.

45

los fluidos de los poros tendrán que soportar una presión anormal de sobrecarga,

produciendo presiones de fluido, mayor que las normales.

En resumen, la compactación anormal es consecuencia de un depósito

rápido, el intervalo de tiempo, no permite la salida del agua de los poros,

transmitiendo cierta sobrecarga hacia el agua de los poros, generando con esto

una sobrepresión.

El requerimiento primario para que se presente esté fenómeno, es la

existencia de un sello de presión que impide que salga el fluido. Este sello puede

ser una sección de lutita limpia o alguna otra roca que haya sufrido de pérdida de

permeabilidad por compactación de sedimentos de grano fino, tales como arcillas

o evaporitas. Entre las causas de la compactación se encuentran: Reposición

rápida de sedimentos, fallas que actúan como sellos regionales, intercalaciones de

lutitas y areniscas, lutitas marinas impermeables, y diagénesis [17].

2.5.2 Barreras de Permeabilidad

En una alternancia de lutitas y arenas, las lutitas predominan en los

depósitos rápidos y no dan tiempo para que el agua sea expulsada, en el

momento de la compactación ocasionando con esto, una presión anormal. Es por

eso que un depósito grueso de capas de lutitas sobre un área determinada

suministra un sello.

La secuencia de cuerpos gruesos de lutita durante la compactación tiene

efectos sobre la hidrostática desarrollada. La lutita no es completamente

impermeable y hay algunos movimientos de agua a través de ella. El agua

asciende por efecto de la presión de sobrecarga.

Page 46: TESIS.Presión de poros.

46

Al aumentar la presión de sobrecarga, aparece un incremento de

temperatura y una reducción de porosidad y permeabilidad [17].

2.5.3 Diagénesis

La diagénesis es un término que se refiere a la alteración química de los

minerales de la roca por conceptos geológicos. Las lutitas y los carbonatos sufren

cambios en su estructura cristalina, por lo cual contribuye a la causa y/o

generación de presiones anormales. Un ejemplo que se cita frecuentemente es la

posible conversión de arcillas montmorrilloníticas a arcillas ilíticas y Caoliníticas,

durante la compactación en presencia de iones potasio. Esto ocurre porque el

agua que se encuentra presente en los depósitos de arcillas se divide en dos

formas. 1) Como agua libre en los poros y 2) Como agua de hidratación, que es

sostenida más frecuentemente dentro de la estructura de capas de las lutitas. El

agua de los poros se pierde al principio durante la compactación de las arcillas

montmorilloníticas, y el agua ligada dentro de las estructura de intercapas de las

lutitas tiende a permanecer por más tiempo, después que alcanza una profundidad

de enterramiento en el cual haya una temperatura de 200 °F a 300 °F, la

montmorillonita deshidratada desprende las últimas intercapas de agua y se

transforma en ilita.

La liberación del agua del espacio poroso del mineral, representa un cambio

en el ambiente hidrodinámico de los sedimentos, esta liberación del agua

ocasionará una sobrepresión.

Al aumentar la sobrecarga, la salinidad sufre variaciones, la del agua

atrapada aumenta ligeramente, mientras que la de los poros disminuye. A más de

3000 pies, la sobrecarga es la suficiente para romper la unión iónica de iones y

cationes con el mineral arcilloso. Al aumentar la profundidad, se incrementa la

salinidad del agua de los poros y disminuye la salinidad del agua atrapada en las

Page 47: TESIS.Presión de poros.

47

arcillas. Estos factores son los responsables del origen y retención de la

sobrecarga [17].

2.5.4 Fenómeno Osmótico

Las capas que permiten el paso de solventes pero no solutos, se llaman

membranas semi-permeables, estas membranas podrán permitir el paso del agua

a través de ella, sin permitir el paso de las sales. Cuando dos soluciones de

diferentes concentraciones salinas son separadas por unas membranas semi-

permeables, una fuerza causa una filtración de agua desde la solución que tiene

baja concentración de sales hasta la mayor concentración de sales de ambos

lados de la membrana sea igual, esta fuerza es conocida como presión osmótica.

Hay dos procesos distintos asociados con la membrana semi-permeable. La

filtración que permite el paso del agua, pero no de los iones disueltos en ella y la

generación de la presión osmótica donde existen dos soluciones de diferentes

concentraciones salinas en cualquier lado de la membrana. Una presión osmótica

moverá el agua de menor salinidad hacia donde se encuentra el agua de mayor

salinidad.

Finalmente la presión osmótica alcanzará un punto de presión de

compactación, al no poder escapar más agua, la formación retendrá las

condiciones de presión de formación sobrepresionada [17].

2.5.5 Formación de un Sello

Durante el depósito normal de los sedimentos, quedan atrapados ciertos

fluidos en las formaciones que al depositarse posteriormente en material sellante,

no se transmiten las presiones de sobrecarga a la carga inferior, cuando aumenta

la carga que comprime estas formaciones.

Page 48: TESIS.Presión de poros.

48

Sellos físicos.- Pueden ser debido al depósito de materiales de grano muy

fino o un depósito de carbonato, sal o bien materiales no porosos que sometidos a

temperaturas elevadas, se cristalizan formando sellos impermeables, dando origen

a presiones anormales.

Sellos químicos.- Este sello se origina cuando durante el depósito ocurre

una reacción entre los materiales depositados, lo cual da origen a compuestos que

reducen sustancialmente su permeabilidad.

Sellos físico – químicos.- Estos sellos son una combinación de las dos

reacciones anteriores, ya sea que una reacción química de origen a la acción

física o viceversa. Un ejemplo claro es la hidratación del sulfato de calcio que

origina una reducción en su volumen hasta en un 40 % disminuyendo la

permeabilidad de la formación [17].

2.6 Estimaciones de las Presiones de Formación Antes de la Perforación

2.6.1 Detección de la Sobre Presión

La oportuna identificación de una zona de presión anormal y una exacta

estimación de la magnitud de la sobre presión, pueden significar seguridad y

economía en las operaciones de perforación. Existen algunos métodos para

detectar las presiones anormales durante la perforación de pozos.

Detección de la sobre presión

1. Método de velocidad sísmica.

2. Método de datos de perforación.

3. Método de registro sónico y resistividad de pozos vecinos.

Page 49: TESIS.Presión de poros.

49

En cualquier caso, la precisión del método depende del cuidado e

interpretación de los datos obtenidos. Un punto clave en cada método es el

carácter establecido de las variables normales de la presión de una zona y

compararla con el comportamiento en las zonas de presión normal. Cada método

es considerado en dos secciones: El primero encierra la teoría básica detrás del

método. La segunda nos dará la práctica en la recopilación y análisis de los datos

[18].

2.6.2 Método de Velocidad Sísmica

Este método básicamente consiste en efectuar disparos superficiales en

puntos ubicados a mucha distancia a lo largo de una sección de registro sísmico,

estos datos pueden adecuarse de tal forma que simule un registro acústico

promedio, como un intervalo de tiempo de tránsito contra la profundidad.

Existe una correlación entre el intervalo de velocidad (intervalo de tiempo de

viaje) y factores como la litología y grado de compactación de la roca. Este

intervalo del tiempo de viaje varía exponencialmente con la profundidad. Cualquier

cambio en la desviación de la tendencia normal de compactación significa un

cambio litológico.

El sismógrafo de reflexión mide el tiempo requerido para que una onda

sísmica viaje de un punto de origen a un horizonte reflector y su regreso al

graficador en la superficie. Las propiedades particulares de la roca asociadas con

las presiones anormales (baja densidad y velocidad) tienden a producir menor

contraste acústico que lo normal.

Teóricamente de acuerdo a los dos efectos mencionados anteriormente se

pueden referenciar que los tiempos de tránsito para materiales de matriz comunes

y fluidos contenidos en los poros son (tabla 1) [18].

Page 50: TESIS.Presión de poros.

50

TABLA N° 1. TIEMPO DE TRÁNSITO PARA DIFERENTES MATRICES Y FLUIDOS DE FORMACIÓN [18].

Material de la Matriz Tiempo de Tránsito de la Matriz (microsegundos pies)

Dolomita 44

Calcita 46

Caliza 48

Anhidrita 50

Granito 50

Yeso 53

Cuarzo 56

Lutita 62 a 167

Sal 67

Arenisca 53 a 59 Fluidos Contenidos en los Poros Tiempo de Tránsito de la Matriz (microsegundos pies)

Agua (destilada) 218

100.000 ppm Nacl 208

200.000 ppm Nacl 189

Aceite 240

Metano 626∗

Aire 910

∗ Válido solo para 14,7 lbs/pulg² y 60°F

2.6.3 Análisis de la Velocidad

La herramienta básica para predecir zonas de presión anormal desde la

superficie es un análisis de la velocidad a través de los datos obtenidos con el

registro sísmico de reflexión.

La curva resultante del análisis de velocidad es una representación del

comportamiento de la velocidad sónica a través de los estratos a ser perforados.

Page 51: TESIS.Presión de poros.

51

Puesto que la velocidad aumenta con la densidad bruta de las formaciones,

el registro muestra el gradiente de crecimiento de la velocidad debido a la

compactación originada por la sobrecarga. Las anormalidades en la curva se

pueden presentar por variaciones en el tipo de roca, como por ejemplo, areniscas

o rocas muy compactadas, o cambios en la compactación indicando condiciones

de presión no usuales o cambios en la edad geológica.

Las rocas dentro de zonas de presiones anormales serán menos

compactadas que en las zonas de presión normal, debido a que los fluidos que

están en los poros de la formación, soportan más sobrecargan como se dijo

anteriormente. De modo que en esto casos, las velocidades serán menores, y

éstas serán indicadas por movimientos de la curva hacia la izquierda.

La construcción de un análisis de velocidad es relativamente simple si se

dispone de datos de puntos de profundidad común (CDP) en forma digital.

Todas las trazas sísmicas con un punto superficial común de reflexión,

asumiendo un buzamiento de cero, son colocadas justo agrupándolas mediante un

"apilamiento" sísmico. Puesto que las trazas son registradas a distancias

diferentes (desplazamientos) de la fuente de energía (punto de disparo), el

horizonte de reflexión común aparecerá como una hipérbola cuando las trazas son

mostradas en el orden de sus distancias a la fuente de potencia [18].

La ecuación de la hipérbola se puede expresar de la forma siguiente:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+= 2

222

VstX

TTi io (Ecuación 7)

Page 52: TESIS.Presión de poros.

52

Donde:

Ti =Tiempo doble de reflexión para cada traza en el receptor considerado.

To =Tiempo doble de reflexión para una reflexión vertical.

Xi =Distancia horizontal desde la fuente hasta el receptor considerado y 2Vst

es la velocidad de coherencia máxima.

Substrayendo una traza de otra, la velocidad se deriva así:

( )( ) ⎟

⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

−−

= 21

22

21

22

2 TTXXVst (Ecuación 8)

2.6.4 Datos Sísmicos

La técnica trata principalmente sobre la compactación normal de las

formaciones a medida que aumenta la profundidad. Cuando esta tendencia de

compactación normal se interrumpe, la velocidad de las ondas de sonido se

reduce en esta zona. Estos cambios de velocidad pueden ser detectados y

convertidos en grados de Presión Anormal de los fluidos que están en los poros de

la formación. Una formación con Presión Anormal se diferencia de una formación

con presión normal, porque exhibe una o más de las siguientes propiedades:

• Más altas porosidades.

• Más altas temperaturas.

• Más baja salinidades del agua de formación en arenas.

• Más bajas densidades totales.

• Más bajas resistividades de las lutitas.

El sismógrafo de reflexión mide el tiempo que una onda sísmica tarda en ir

desde un punto de explosión (o de tiro) a un horizonte de reflexión subsuperficial y

su regreso a un punto de registro de superficie. Si la velocidad de la onda sísmica

Page 53: TESIS.Presión de poros.

53

a través de la columna sedimentaria hasta un horizonte reflector se conoce, la

profundidad de este horizonte reflector puede ser calculada [18].

2.6.5 Velocidades Interválicas

Cuando la estructura no es demasiado compleja y las series son

suficientemente espesas, es posible calcular y evaluar los tiempos de tránsito y

calcular la propagación de cada intervalo en la formación. Esta velocidad es

función no solamente de la densidad, porosidad y el fluido contenido en las rocas,

si no también de sus propiedades elásticas y condiciones de los esfuerzos. El

intervalo de velocidad solo es insuficiente para hacer una estimación de esos

parámetros, pero si las observaciones recogidas de los pozos vecinos son

tomadas en cuenta, las variaciones laterales y verticales podrán ser evaluadas.

Dos aspectos del análisis de velocidad son útiles en la determinación de

anomalías de presión:

• Estableciendo curvas de velocidad / profundidad, traducidas en Δt de

tiempo de tránsito (las zonas sobrecompactadas, por la virtud de su

más baja densidad, más alta porosidad, y el anormalmente bajo

esfuerzo vertical, tienen velocidades más bajas)

• El intervalo de velocidad, el cual depende de la litología y para una

litología dada, por su estado de compactación. Dada una condición

normal de compactación, la velocidad gradualmente se incrementa

con la profundidad.

La velocidad de un intervalo es función de su máximo enterramiento, pero para

una cuenca tectónicamente inactiva, la velocidad puede ser relacionada

directamente con la profundidad. La curva de compactación normal graficada en

las velocidades es conocida como tren de compactación (Figura 9) [18].

Page 54: TESIS.Presión de poros.

54

Figura N° 9. Velocidades Interválicas [18].

2.6.6 Análisis de Reflexión

La forma clásica de representar el tiempo de tránsito es mediante el

conocimiento de una sección sísmica. El tiempo, está relacionado a las imágenes

de los ecos recibidos por cada punto establecido en la superficie que están

alineados uno con el otro. Los distintos horizontes reproducen una

"litoestratigráfica interfase". Este método provee una muestra de la estructura del

subsuelo en un plano vertical. Examinando los datos provistos por estos

reflectores ubicados más allá del pozo de referencia es posible realizar

correlaciones para predecir las secciones geológicas que se van a atravesar.

De todos modos, en el pozo el geólogo puede utilizar el dipmeter, o el perfil

sísmico vertical (vertical seismic profile VSP) para correlacionar el Log geológico

Page 55: TESIS.Presión de poros.

55

con la sección sísmica. Cuando nos aproximamos a una zona sobrecompactada o

a una zona de falla, el reconocimiento de estos marcadores de perforación (drillers

markers) nos provee una estimación más exacta del espesor a perforar antes de

penetrar una zona de riesgo [19].

Figura N° 10. Procesamiento correcto de las Velocidades Interválicas para la estimación de la Presión de Poro [19].

Después de procesar la data Sísmica, con esa data se puede realizar:

• Un registro de Densidad sintético con la siguiente ecuación:

Ecuación de Gadner para análisis de densidad a partir de velocidades

BAV=ρ Ecuación 9

Donde:

Page 56: TESIS.Presión de poros.

56

ρ=Densidad.

A=Coeficiente 0,23.

B= Coeficiente 0,25.

V=Velocidades segpies / .

• Trend de Compactación Normal con la ecuación: Ecuación de velocidades interválicas de Bowers para el cálculo del Trend de

Compactación:

BVV normmudlineN σΑ+= (Ecuación 10)

Donde:

=NV Velocidad en pies/seg.

mudlineV =Velocidad de referencia en la línea de flujo aproximadamente 5.000

pies /seg.

normσ = Esfuerzo efectivo asumiendo la presión normal

=ΑyB Son dos variables empíricas que representan un mejor ajuste para la

relación entre la velocidad y el esfuerzo efectivo sobre la base de la ubicación de

donde los datos fueron tomados.

• Cálculo de la Presión de Poro con la ecuación de Bowers para calcular Presión de Poros con Velocidades Interválicas:

Donde el término del registro sónico ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛DT

610 es necesario sustituir por

términos de Velocidades Interválicas ⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

Avv ml . Y el parámetro de entrada es la "

profundidad de velocidad máxima " profd max ≥ que controla si la descarga se ha

producido o no. Si la descarga no ha ocurrido la ecuación a utilizar es la siguiente:

Page 57: TESIS.Presión de poros.

57

( )

ofundidadAvv

OBGPp

Bml

Pr

/1

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

−= (Ecuación 11)

Si profd max ≤ entonces el comportamiento de descarga es asumido y la

presión de poro se calcula de la siguiente manera:

( )( )( )

ofundidadAvv

OBGPp

BUmlU

Pr

/1

max ⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

−=

−σ (Ecuación 12)

( )Bml

Avv /1

minmax ⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛ −

=σ (Ecuación 13)

donde:

=maxσ Esfuerzo máximo.

=OBG Gradiente de sobrecarga (Lpc/pie; Lb/gal etc).

=Pp Presión de poro (Lpc/pie; Lb/gal etc).

v = Velocidad interválica (microseg/ft).

=UBA ,, Valores empíricos.

=maxv Velocidad a la cual ocurre la descarga durante el enterramiento de

los sedimentos a una profundidad mayor a la mínima.

=maxd Profundidad mínima de la descarga durante el enterramiento de los

sedimentos.

Profundidad = Profundidad referenciada en TVD (true vertical depth).

Page 58: TESIS.Presión de poros.

58

Luego de una estimación adecuada de presión de poro con velocidades

interválicas la presión de poro debería de ajustarse a la presión estimada con los

registros luego de que la localización sea perforada ver (Figura 11) [19].

Figura N° 11. Comparación de cálculo de Presión de Poro antes de la perforación y

después de la perforación [19].

• Cálculo de la Presión de Poro con la ecuación de Bowers para calcular Presión de Poros con Velocidades Interválicas:

Ecuación de Velocidades Interválicas de Bowers para el cálculo del gradiente

de fractura:

( ) ⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

−−+=

vvPpOBGPpGf

1 (Ecuación 14)

Dónde:

=Gf Gradiente de fractura (Lpc/pie), (lb/gal), (Kpa/m), (g/cc).

=Pp Presión de poro (Lpc/pie; Lb/gal etc).

=OBG Gradiente de sobrecarga (Lpc/pie; Lb/gal etc).

=v Relación de Poisson (adiemsional).

Page 59: TESIS.Presión de poros.

59

2.7 Estimaciones de las Presiones de Formación Mientras se Perfora

2.7.1 Velocidad de Perforación (R.O.P)

Durante el curso normal de la perforación, la velocidad decrecerá

uniformemente al aumentar la profundidad cuando las condiciones de perforación

se mantienen constantes:

1. Peso / barrena.

2. Velocidad de rotaria.

3. Presión de bomba.

4. Características del lodo (densidad y viscosidad).

La velocidad de perforación nos puede indicar indirectamente cambios en la

presión de poro o la litología. La disminución de la velocidad de perforación a

profundidad disminuye debido a las siguientes causas:

1. Las formaciones llegan a hacerse más consolidadas por la influencia

de la presión de sobrecarga, aumento de temperatura de la formación

y pérdida de fluido de los poros de la roca en el proceso de

compactación, por todos estos factores se incrementa la fuerza de

cohesión de la roca haciéndola más dura a la penetración.

2. La presión diferencial que existe entre la presión hidrostática y la

presión de formación, si aumenta la presión diferencial, la velocidad de

penetración disminuye. Con densidad de lodo y gradiente de presión

constantes, la presión diferencial se incrementa con la profundidad en

forma lineal, no obstante, el efecto en la velocidad de penetración, es

que disminuye más rápidamente que lineal.

Page 60: TESIS.Presión de poros.

60

3. Otras causas que hacen que la velocidad de perforación disminuya es

la alta viscosidad del lodo, la baja limpieza del fondo del agujero y el

estado de desgaste de la barrena, este factor debe ser considerado al

interpretar la tendencia de la curva de velocidad de penetración.

La observación de los cambios de velocidad de la perforación es un medio

directo para detectar arcilla o formaciones de arena con sobrepresión.

Generalmente cuando la mecha penetra una formación con sobre presión, la

velocidad de penetración aumenta (puede suceder que con un lodo base en

petróleo y mecha de diamante, la velocidad puede decrecer). [18]

Cuando se está perforando a través de una zona de transición entre una zona

de presión normal a una zona de presión anormal, las variaciones en las

propiedades de la roca y el comportamiento de la mecha, generalmente,

proporcionan varias indicaciones indirectas de la presión de las formaciones. Para

detectar estos cambios se dispone de instrumentos superficiales para registrar

continuamente los parámetros de perforación relacionados con la tasa de

penetración de la mecha. Además de esto, se verifican cuidadosamente varias de

las variables asociadas con el fluido de perforación y los fragmentos de roca,

(Figura 10) [20].

Page 61: TESIS.Presión de poros.

61

Figura N° 10. Gráfico de comportamiento de la R.O.P mientras se perfora [20].

2.7.2 Análisis de los Datos de Comportamiento de Perforación

Los cambios en el comportamiento de la mecha, se pueden detectar a través

de medidas hechas en superficie: Tasa de penetración (Rate of Penetration R.O.P

tasa de penetración), carga en el gancho (Weight of Bit, W.O.B peso sobre la

mecha), velocidad de la mesa rotaria y torque.

La tasa de penetración de la mecha, generalmente cambia con el tipo de

formación. Así, un registro de tasa de penetración se puede usar frecuentemente,

para ayudar a la correlación litológica con pozos vecinos con presiones de

formación conocidas. Además, la penetración, en un tipo de roca dado tiende a

decrecer con el aumento de la profundidad. Sin embargo cuando se encuentra una

zona de transición dentro de una presión anormal, ésta tendencia normal es

alterada. Justamente, encima de la zona de transición de un gradiente de presión

Page 62: TESIS.Presión de poros.

62

anormal de poros de formación se encuentra frecuentemente, una formación dura

que conduce a una tasa de penetración más baja que la normal.

Estos sellos pueden variar en espesor, desde unos pocos pies a cientos de

pies. Justamente, por debajo de esta capa de roca, la tendencia de la tasa de

penetración normal se invierte, y se puede observar un aumento de la tasa de

penetración con la profundidad. (La Figura 13) muestra un claro ejemplo de este

fenómeno. Observar la posible correlación entre el registro de tasa de penetración

y el registro inducción eléctrico.

Observar también la inversión de la tendencia de la tasa de penetración

decreciente con la profundidad para las formaciones lutititas en la zona de

transición.

Se piensa que las razones para el usual aumento de la tasa de penetración

en la zona de transición de formaciones de permeabilidad baja son:

• Un decrecimiento del diferencial de presión, a través del fondo del

pozo

• Una disminución en la resistencia de la roca causada por una

compactación baja.

La tasa de penetración es afectada por muchas otras variables, diferentes

al tipo de formación y presión de poros de la formación.

1. Tipo de mecha.

2. Diámetro de la mecha.

3. Tamaño de las boquillas de la mecha.

4. Desgaste de la mecha.

5. Peso sobre la mecha.

6. Velocidad de la mesa rotaria.

Page 63: TESIS.Presión de poros.

63

7. Tipo de lodo.

8. Densidad del lodo.

9. Viscosidad del lodo.

10. Contenido de sólidos.

11. Presión y tasa de bombeo.

Figura N° 13. Correlación entre el registro de tasa de penetración y el registro inducción eléctrica [20].

Los cambios de las variables pueden afectar la tasa de penetración, así, es

difícil detectar cambios en la presión de formación, usando solamente datos de

tasa de penetración [20].

Page 64: TESIS.Presión de poros.

64

2.7.3 Exponente de Perforación “Dxc”

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎥⎦

⎤⎢⎣

=

610)()(12log

)(60)/(log

xinBrocaladeDiametrolbsWOBx

RPMNxhrftROP

D (Ecuación 15)

Un valor del Dxc corregido referido al peso del lodo y a la presión normal de

poro, es usado para permitir una predicción razonable de la presión de poro.

Así:

"")/(

)( dxgalLbsnCirculaciodeeEquivalentDensidad

ppgNormalGradienteDxc = (Ecuación 16)

La tendencia de la presión de poro de la formación se construye usando la

siguiente ecuación:

⎥⎥⎦

⎢⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−−=

2.1

)()/(Prn

on Dc

DcxPSSpieLpcFormacióndeesión (Ecuación 16.1)

Donde: S = Gradiente de sobrecarga (Lpc/pie).

Pn = Presión normal de poro (Lpc/pie).

Dco = Dxc observado.

Dcn = Dxc normal.

El método Ratios está basado en la hipótesis de que la diferencia entre el

Trend Normal del DxcN sobre el Dxc observado a una profundidad específica sea

proporcional a un incremento en la presión de formación.

Page 65: TESIS.Presión de poros.

65

( )⎥⎥⎦

⎢⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

observadoDTrendDPpielpcmaciónesióndeforxC

xCnn */Pr (Ecuación 17)

Donde:

Pn : Gradiente normal de formación (lpc/pie)

La ecuación Dexp se puede utilizar para detectar zonas de transición entre

presiones normales y anormales, si la densidad del fluido se mantiene constante.

Esta técnica consiste en graficar los valores obtenidos del exponente D en un tipo

dado de formación, de baja permeabilidad, como una función de la profundidad.

Casi siempre el tipo de formación seleccionado son lutitas. Los datos de

perforación obtenidos para otros tipos de formaciones, son omitidos en los

cálculos. En las formaciones de presión normal, el exponente D, tiende a

aumentar con la profundidad. Cuando se encuentran formaciones con presiones

anormales, ocurre una desviación de la tendencia de presión normal, en la cual el

exponente D aumenta a una tasa menor con la profundidad.

Donde la litología es constante el D exponente nos provee de una buena

indicación de:

• El estado de la compactación (ejemplo: Porosidad)

• Diferencial de presión

Calculando el D exponente en lutitas, nos permitirá entender los estadios de

compactación y revelar cualquier sobrecompactación (Figura 14).

Page 66: TESIS.Presión de poros.

66

Figura N° 14. Diagrama esquemático del D´exponente en una zona sobrecompactada (undercompacted) [20].

2.7.4 Densidad de las Lutitas

La densidad de los recortes de lutitas puede indicar presiones anormales

como los sedimentos con presión anormal han retenido un alto % de agua en los

poros, su densidad es menor comparada con las lutitas compactadas

normalmente. La medida de la densidad de lutitas es uno de los más antiguos

métodos para determinar zonas anormalmente presurizadas. Ésto está basado en

el principio que la densidad de lutitas en una zona sobrecompactada se

incrementa menos rápidamente y cae en comparación con la densidad de lutitas y

arcillas normalmente compactadas.

Bajo condiciones normales, la densidad de las lutitas se incrementará con la

profundidad a un valor máximo de compactación. Dos propiedades de las lutitas,

relacionadas con la sobrepresión son:

1. Densidad.

2. Capacidad de cambio de cationes.

Page 67: TESIS.Presión de poros.

67

La primera, refleja el grado de compactación de la roca. La segunda nos da

una visión dentro de la química de las arcillas.

Las variaciones en la porosidad son paralelas a los cambios de la densidad

de las lutitas.

La densidad de los cortes de lutitas recuperados en la superficie, puede ser

determinada mediante análisis.

El método mas adecuado para la determinación de la densidad de las lutitas

es el de “porosímetro de mercurio“, equipo idéntico al usado en el análisis de

núcleos.

Otro método práctico que nos ayuda a determinar la densidad de las lutitas

es por medio de la balanza que se usa para pesar el lodo.

1. Llenar el depósito de la balanza con muestra de lutita lavada y anotar

la lectura.

2. Llenar con agua el depósito y anotar la nueva lectura.

3. Aplicar la formula.

Densidad = 8,33 / 16,66 – peso total = gr/cm3

Este método tiene la desventaja de que muestra las variaciones de densidad

junto con los cambios en la relación lutita/arena.

Selección de la profundidad correcta para asentar un revestidor.

Page 68: TESIS.Presión de poros.

68

Para trazar la línea de lutita en el registro gamma ray la ecuación que se

utilizó fue:

minmax

min

GRGRGRGRVLutita−

−= (Ecuación 18)

Donde:

V Lutita= Volumen de la lutita.

GR, GRmax y GRmin= son los puntos litológicos de la lutita tomados en el

registro de Gamma Ray.

El éxito de la perforación en zonas de alta presión, depende en gran parte en

seleccionar la profundidad óptima para el asentamiento de la tubería de

revestimiento, debe evitarse perforar mucho dentro de la zona sobrepresión.

Asentar un revestidor muy arriba de la zona de presión anormal puede

ocasionar algunos problemas tales como:

a. Pérdidas de lodo inducidas, (generalmente inmediatamente

abajo de la zapata) al intentar aumentar la densidad del lodo

para controlar la zona de sobrepresión.

b. Insuficiente gradiente de fractura en la zapata.

c. No siendo posible lograr una densidad adecuada.

Si se aumenta la densidad se induce pérdida en la zona de presión anormal

que no se encuentre revestida. Si se usa una densidad baja para no inducir una

pérdida, la presión de formación de la zona de sobrepresionada ocasionará

derrumbes o flujos. Asentar el revestidor muy profundo dentro de la zona

presurizada anormalmente puede ocasionar los siguientes problemas:

1. La presión de formación excede el gradiente de fractura en la zapata

de la tubería de revestimiento anterior y para controlar dicha Presión

Page 69: TESIS.Presión de poros.

69

de formación se requiere una densidad de lodo que fracturaría la

última zapata.

2. Imposible lograr una densidad de lodo apropiada.

Se debe conocer la profundidad para asentar el revestidor a la cual se puede

perforar sin tener pérdidas de circulación o sin tener pegaduras de tubería.

Esta profundidad óptima usualmente es abajo de las formaciones de presión

normal. No más de 50 m desde donde la presión de formación empieza a ser

normal [20].

2.7.5 Medidas físicas y químicas sobre los cortes

Normalmente se realizan medidas físicas y químicas a los cortes que pueden

indicar cambios en el gradiente presión de la formación. Las propiedades físicas

mensurables que son dependientes de la porosidad incluyen: Densidad bruta y

contenido de humedad.

La densidad bruta de lutitas en un parámetro que ha probado ser un método

muy efectivo en la determinación del grado de subcompactación y la consecuente

presión de poros anormales en las lutitas. Bajo condiciones normales la densidad

de las lutitas crece con la profundidad. Cualquier desviación de esa tendencia,

puede indicar que existe una zona sobrepresionada. Generalmente la densidad es

medida por una balanza y cccolumna de líquido de densidad variable.

El procedimiento usado es similar para todos los métodos. Se toma

aproximadamente 500 gr. de muestra, luego se colocan los cortes sobre una serie

de tamices y se lavan a través de ellos. Sólo se continúa con el proceso con

aquellos cortes que pasan el tamiz 4 y son retenidos en el tamiz 20, estos a su vez

Page 70: TESIS.Presión de poros.

70

son secados con papel absorbente y sometido a una corriente de aire caliente,

hasta que la superficie del recorte se reduce a una apariencia opaca.

Una lutita sobrepresionada contiene más porosidad que la esperada para

esa profundidad. De esta manera la densidad aparente (bulk density) en la

sección sobrepresionada es más baja que la densidad esperada o prevista por el

trend, (Figura 19) [20].

Figura N° 19. Gráfico de variación de Densidad de la lutita [20].

2.7.6 Análisis de los Cortes

La litología se determina tomando fragmentos de roca a intervalos regulares,

de la zaranda vibradora. Los fragmentos son estudiados bajo una lupa, para

determinar el tipo de minerales presentes. Una porción de los fragmentos son

remojados en soluciones de detergentes o kerosene de tal forma que ocurra una

fragmentación adicional, permitiendo separar cualquier microfósil presente. Esta

Page 71: TESIS.Presión de poros.

71

descripción permite a veces determinar el tipo de formación atravesado; de esta

manera se pueden conocer, a través de otros pozos perforados en el área, que las

presiones de formaciones anormales generalmente se encuentran justamente

debajo de ciertas formaciones marcadoras o claves, que pueden ser identificadas

por la presencia de un elemento en particular.

Las variaciones de tamaño, forma y volumen de los fragmentos de lutita en el

fluido de perforación, pueden también proporcionar indicaciones de presiones de

formación anormal.

En la evaluación de zonas de alta presión estos fragmentos juegan un papel

más importante, donde los fragmentos grandes indican que las paredes del pozo

están inestables, estos fragmentos son producidos por dos mecanismos:::

• Perforación bajo balanceada.

• Alivio de esfuerzos.

A medida que aumenta la presión de la formación en la zona de transición,

mientras se perfora con una densidad de fluido de perforación constante, el

sobrebalance de presión sobre el fondo del pozo decrece continuamente. Con un

sobrebalance reducido los cortes de lutita, algunas veces se vuelven más largos,

delgados, más angulares y numerosos.

Si la presión de poros es mayor que la presión hidrostática en el pozo, la

diferencial de presión hidrostática hace que los fluidos contenidos en los poros se

muevan hacia el pozo.

Si la presión de formación se vuelve mayor que la presión hidrostática del

fluido de perforación, mientras se perforan lutitas de baja permeabilidad comienza

a desprenderse grandes fragmentos de lutitas de las paredes del pozo,

Page 72: TESIS.Presión de poros.

72

observándose a veces fragmentos mayores a una pulgada de largo. Las lutitas así

desprendidas son más largas, delgadas y más astillosas que las lutitas fangosas,

que resultan de la incompatibilidad química entre paredes del pozo y el fluido de

perforación. Las lutitas astillosas tienen un modelo de fractura concoidal, que es

detectada cuando se observa en una lupa. (Figura 20) [20].

Figura N° 20. Diferencia de los ripios en zonas de Presiones Anormales y

zonas inestables [20].

2.7.7 Determinación de la Presión de Fractura con pruebas de Presión (LEAK OF TEST)

En una sección de pozo abierto, la formación que está inmediatamente

debajo del ultimo revestidor asentado del casing de entubación es casi siempre la

formación más débil, porque es la formación más superficial expuesta y

usualmente tiene una presión poral menor que las formaciones que yacen debajo

Page 73: TESIS.Presión de poros.

73

de ella. En general, las formaciones con presiones porales menores se fracturan

más fácilmente que las formaciones con presiones porales más altas. A causa que

la formación que más probablemente se fracture está justo después del ultimo

revestidor asentado, y a causa que la pérdida de lodo resultante pueden provocar

dificultades severas en el control de surgencia, la cantidad de presión que toma

fracturar la formación en la zapata debe ser determinada cada vez que una

columna de revestimiento se baja y se cementa.

Se ha desarrollado un número de ecuaciones que permiten que el gradiente

de fractura sea calculado (Leak-of-test: L.O.T y Pressure integrety test: P.I.T) o

Prueba de Integridad (P.I.P). Las pruebas de admisión muestran presión a la que

una formación comienza realmente a admitir líquido y a fracturarse (Figura 21).

La fórmula matemática utilizada en éste método es la siguiente:

( )⎥⎥⎦

⎢⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⋅−−⋅⋅=

0,3

052,0observada

normalhido V

VPOBGOBGDP (Ecuación 19)

Siendo:

Po: Presión de poro (psi).

OBG: Gradiente de sobrecarga (psi/pie).

Ph: Gradiente normal de presión de poro (psi/pie).

Vn: Velocidad interválica normal a cierta profundidad (pie/seg).

Vobs: Velocidad interválica normal a cierta profundidad (pie/seg).

Vobs: Velocidad interválica absoluta a cierta profundidad (pie/seg).

El Leak off Test es un método para la determinación del máximo peso de

lodo permitido en cada sección de pozo abierto ver (Figura 21).

Page 74: TESIS.Presión de poros.

74

Figura N° 21. Diagrama Teórico del comportamiento de la Prueba de Presión

L.O.T.

Con la prueba leak-off test se determina la Presión del fondo en ese

momento (bottom hole pressure at leak off), (actualmente la profundidad del punto

más débil) y el máximo peso del lodo, y la Densidad equivalente del lodo

(Equivalent Circulating Density E.C.D) permitido de la siguiente manera:

( )PLOTLdBHP += 10

* (Ecuación 20)

Donde: en sistema métrico

BHP = Presión fondo pozo (Kg/cm2).

D= Densidad de lodo (g/cc).

L= TVD (mts).

PLOT = Presión de Pérdidas (Kg /cm2).

Page 75: TESIS.Presión de poros.

75

Donde: en API

( ) PLOTLdBHP += **052,0 (Ecuación 21)

Máximo peso del lodo (ECD) permitido dmax

Sistema métrico:

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=

LBHPdmax 10*

(Ecuación 22)

Sistema API:

⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛=

LBHPdmax

*052,0 (Ecuación 23)

En otras palabras, el valor medido en una prueba de admisión (L.O.T.) es la

presión sobre una columna llena de lodo que se requiere para causar que la

formación se fracture realmente y para empezar a admitir el lodo. Los ensayos de

las Pruebas de Integridad de presión (P.I.P.) es similar a las pruebas de admisión

pero el fluido se bombea dentro del pozo hasta que se alcanza una presión

predeterminada.

Consideraciones para realizar pruebas de admisión cuando la zapata del

revestidor está siendo rotada, previa a ejecutar una prueba de admisión, no deben

reperforarse de 5 pies a 50 pies más. Ya que la resistencia al gel del lodo, el punto

de escurrimiento y la viscosidad afectan la presión requerida para circularlo, debe

tratarse de reducir estos valores al mínimo. En particular, la resistencia al gel debe

mantenerse tan baja como sea posible, porque afecta el valor de presión requerida

para romper la circulación, y la presión requerida para romper circulación debe

sustraerse de la presión de fractura de la zapata del revestidor asentado [20].

Page 76: TESIS.Presión de poros.

76

Se puede utilizar la siguiente fórmula:

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=

dYLP

*300 (Ecuación 24)

L= Longitud columna de sondeo.

Υ= 10-min resistencia al gel.

d= Diámetro interior de la sarta de perforación.

2.8 Estimaciones de las Presiones de Formación Después de la Perforación

Los registros necesarios para realizar las estimaciones de las presiones de

poros se clasifican de la siguiente manera:

I.- Registros Espontáneos: Tratan con propiedades naturales de la roca

tales como temperatura o radioactividad [21].

Registros Gamma Ray: Muestran la radioactividad natural de formaciones,

lo cual se debe a su concentración de uranio, torio y potasio. La intensidad de la

radiactividad, que es medida en función de la densidad de las rocas, la cual influye

en la dispersión de Compton de los rayos gamma. Rocas más densas pueden

provocar una dispersión más grande y por ello mostrar valores más bajos. El

promedio más alto de radioactividad de todas las rocas sedimentarias es mostrada

por la lutita, de tal manera que este tipo de registro es usado principalmente para

determinar el volumen de esto último. Muchas de las areniscas muestran valores

bajos de gamma, de manera que estos registros sean útiles para indicar

variaciones de dimensiones del grano. Minerales tales como el feldespato,

glauconita, circón y monasita, así como fragmentos líticos y clastos de barro

pueden causar también altos valores [21].

Page 77: TESIS.Presión de poros.

77

II.- Registros de Inducción: Miden la respuesta de rocas cuando están

sujetas a ciertos procesos (ejemplo dado: Bombardeo con rayos gamma o

neutrones) [21].

Registros Sónicos: Graban el tiempo de propagación de las ondas sonoras

a través de un grosor específico de una formación y son por ello el inverso de la

velocidad sónica. Lo último se graba en metros/segundo y el registro sónico es

simbolizado como ∆t. Las ondas sonoras son propagadas principalmente a lo largo

del lado del pozo con poca penetración (12 cm a 1 metro). La resolución de

grosores de capas es dependiente de la distancia entre los receptores la cual es

aproximadamente 60 cm. El tiempo de propagación está en función de la

porosidad, densidad, dimensión del grano, saturación del gas, temperatura,

presión del poro y compactación de la roca. La presión anormal del poro y un

incremento en el contenido orgánico están indicados por una disminución de la

velocidad sónica. Litológicamente éstos pueden ser usados para distinguir entre

carbonatos (alta velocidad), areniscas (intermedio) y lutita (baja a intermedia), aun

cuando pueden ocurrir muchas variaciones [21].

Resistividad Eléctrica: Miden ambos la habilidad de una formación para

conducir corrientes eléctricas. Los registros de inducción miden la conductividad

miliomhs/m, donde la resistividad es expresada en ohms m2/m. La conductividad

de las corrientes eléctricas depende principalmente de la salinidad de los fluidos

dentro de las rocas y muestra una correlación positiva directa con lo último.

Formaciones porosas con agua salobre tienen por ello una resistividad más baja

que la roca que contiene agua fresca, las mismas rocas con hidrocarburos

mostrarán una alta resistividad. Los registros de resistividad son por lo tanto

usados principalmente para encontrar ocurrencias de hidrocarburos. La

resistividad del fluido es expresada como Rw. El factor de resistividad de la

formación (F) está relacionado a la composición de la roca y textura, normalmente

Page 78: TESIS.Presión de poros.

78

varía entre 5 y 500 con buena porosidad de las areniscas y tiene un valor f

aproximado de 10, y las limolitas no porosas muestran un valor de 300 a 400. F es

independiente del tipo de fluido en los poros y junto con éste determina la

resistividad total R0 [21].

wo FRR = (Ecuación 25)

Registros de Densidad: miden la densidad de los minerales así como los

fluidos de poros de la roca. La técnica usa rayos gamma de mediana energía y

dispersión Compton el cual es una función del número de electrones contenidos

por los minerales. La profundidad de penetración es muy superficial (menos de 10

cm) pero la resolución de las capas es buena, 50 cm a un metro. Una cuarcita

limpia tendrá una densidad de 2,65 g/cm3 pero una arenisca saturada de agua

porosa tiene sólo 2,49 g/cm3. Estos registros son consecuentemente usados para

determinar la porosidad e indirectamente también la densidad del hidrocarburo.

Este es también un método útil para asistir en identificar la litología y mineralogía

cuando es usada en combinación con un registro de neutrón. Otros usos son para

determinar el grado de compactación e incluso la edad relativa de las lutitas

mientras ésta puede sólo indicar zonas de presión porosa anormales [21].

2.8.1 Método de Registro Sónico y Resistividad

Los sedimentos sobrepresionados tienen diferentes características físicas y

químicas que los sedimentos con presión normal, uno de los puntos más

importantes es la transmisibilidad del sonido.

En general a mayor compactación de los sedimentos, la velocidad del sonido

se incrementa y el tiempo de viaje se reduce. Un aumento en el tiempo de viaje

indica que las propiedades de la roca han cambiado.

Page 79: TESIS.Presión de poros.

79

La retención de agua en las rocas hace que la velocidad del sonido

disminuya, lo cual resulta en un tiempo de viaje mayor, esto es en zonas de

presión anormal, donde la velocidad del sonido disminuye. Los registros eléctricos

pueden utilizarse para calcular las presiones de las formaciones debido a las

mismas propiedades de la formación que afectan la velocidad del sonido. Las

lutitas con sobre presión son mucho más salinas que las lutitas compactadas

arriba de la zona de transición. A mayor salinidad en la zona de alta presión se

debe a que el agua del poro de las lutitas tiene la misma concentración de sales

que el agua del mar original en la cual las lutitas fueron depositadas [21].

Con el registro Sónico se puede hacer:

1. Un registro sintético de Densidad con la siguiente fórmula:

Ecuación de Gadner para análisis de densidad a partir de registros sónicos:

sónico

B

DTA ⎟⎟

⎞⎜⎜⎝

⎛=

610ρ (Ecuación 26)

Donde:

ρ=Densidad.

A=Coeficiente 0,23.

B= Coeficiente 0,25.

DT= Datos Sónicos piesseg /μ .

2. Trend de Compactación Normal:

Ecuación Sónica de Bowers para el cálculo del Trend de Compactación:

Page 80: TESIS.Presión de poros.

80

B

DTml

DT

normσΑ+= 6

6

1010

(Ecuación 27)

Donde:

=DT Tiempo de viaje del registro sónico en piesseg /μ

=mlDT Tiempo de viaje del Sónico en la referencia de la línea de lodo

(mudline) en piesseg /μ .

=normσ Esfuerzo efectivo asumiendo la presión normal en Lpc/pie.

=ΑyB Son dos variables empíricas que representan un mejor ajuste para la

relación entre la velocidad y el esfuerzo efectivo sobre la base de la ubicación de

donde los datos fueron tomados.

3. Presión de Poro:

Ecuación de Bowers para calcular Presión de Poros a partir de registros

Sónicos con sus parámetros:

El parámetro de entrada "profundidad de velocidad máxima" maxd , controla si

la descarga se ha producido o no. Si la descarga no ha ocurrido profd max ≥ la

ecuación a utilizar es la siguiente:

B

ml

dprofundidaA

DTDT

Pp

/166 1010⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

= (Ecuación 28)

Page 81: TESIS.Presión de poros.

81

Si profd max ≤ entonces el comportamiento de descarga es asumido y la

Presiones de Poro se calcula de la siguiente manera:

( )( )

BU

mlU

dprofundida

ADTDT

OBGPp

/66

1max

1010

⎟⎟⎟⎟⎟

⎜⎜⎜⎜⎜

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

−=

−σ

(Ecuación 29)

donde:

B

ml

ADTDT

/16

min

6

max

1010

⎟⎟⎟⎟⎟

⎜⎜⎜⎜⎜

⎛−

=σ (Ecuación 30)

Donde:

=maxσ Esfuerzo máximo.

=OBG Gradiente de sobrecarga (Lpc/pie; Lb/gal etc).

=Pp Presión de poro (Lpc/pie; Lb/gal etc).

=mlDT Tiempo de viaje del registro sónico (microseg/ft).

=UBA ,, Valores empíricos.

=maxV Velocidad a la cual ocurre la descarga durante el enterramiento de los

sedimentos a una profundidad mayor a la mínima.

=maxd Profundidad mínima de la descarga durante el enterramiento de los

sedimentos.

Profundidad= Profundidad referenciada en TVD (true vertical depth).

Page 82: TESIS.Presión de poros.

CAPÍTULO III UBICACIÓN

3.1 Ubicación Geográfica y Coordenadas:

Nombre: TRAVI ESTE – CX

La localización se encuentra al Noroeste del Estado Monagas Venezuela.

Ubicada a ± 3 km, al Oeste de la población de Punta de Mata. Sus coordenadas

geográficas son:

N 1.072.825,00 m y E 429.817,28 m (coordenadas UTM según el Datum La

Canoa), y N: 1.072.466,05 m y E: 429.625,24 m (coordenadas UTM según el

Datum Sirgas-Regven) ver (Figura 22).

Figura N° 22. Ubicación Geográfica de la Localización TRAVI ESTE CX [22].

Page 83: TESIS.Presión de poros.

83

La localización TRAVI ESTE CX representa una oportunidad exploratoria

cuyo objetivo es el de investigar la prospectividad de un bloque estructural en el

área de reservas probables del Pozo TRV-2X. La trampa objetivo está

representada por un monoclinal fallado, de buzamiento hacia el noroeste,

separado del área de reservas probadas del pozo TRV-2X por una serie de fallas

transgresivas, oblicuas al Corrimiento Travi –Jusepín [22].

3.2 Estratigrafía Regional

La localización TRAVI ESTE-CX, muestra una carta de correlación

generalizada para esta provincia geológica ver (Figura) 23.

Figura N° 23. Carta de correlación estratigráfica en sentido Norte – Sur a lo largo de

la cuenca Oriental [22].

PLIO-PLEISTOCENO

MIOCENO TARDIO

MIOCENO MEDIO

MIOCENO TEMPRANO

OLIGOCENO

EOCENO

PALEOCENO

MAASTRICHTIENSE

CAMPANIENSECENOMANIENSE

ALBIENSEAPTIENSE

BARREMIENSE

PRE-K

EDAD

ÁREA

RÍO

OR

INO

CO

CER

RO

NEG

RO

EL S

ALT

O

ON

AD

OC

ASM

A

EL F

UR

RIA

L

PIR

ITA

L

SER

RA

NÍA

DEL

INTE

RIO

R

NIVELDEL MAR

CIC

LOS

TEC

TON

O-

SEC

UEN

CIA

S

CU

ENC

A

RIFT

SK1

SK2

TRA

NSI

CIÓ

NSM

1SM

2SP

P

Mar

gen

Pasi

voRI

FTA

ntep

aís

?

?

CANOACHIMANA -

PLIO-PLEISTOCENO

MIOCENO TARDIO

MIOCENO MEDIO

MIOCENO TEMPRANO

OLIGOCENO

EOCENO

PALEOCENO

MAASTRICHTIENSE

CAMPANIENSECENOMANIENSE

ALBIENSEAPTIENSE

BARREMIENSE

PRE-K

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ÁREA

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RO

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RO

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L

PIR

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L

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DEL

INTE

RIO

R

NIVELDEL MAR

CIC

LOS

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TON

O-

SEC

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A

RIFT

SK1

SK2

TRA

NSI

CIÓ

NSM

1SM

2SP

P

Mar

gen

Pasi

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FTA

ntep

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?

?

PLIO-PLEISTOCENO

MIOCENO TARDIO

MIOCENO MEDIO

MIOCENO TEMPRANO

OLIGOCENO

EOCENO

PALEOCENO

MAASTRICHTIENSE

CAMPANIENSECENOMANIENSE

ALBIENSEAPTIENSE

BARREMIENSE

PRE-K

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ÁREA

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OR

INO

CO

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RO

NEG

RO

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O

ON

AD

OC

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EL F

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RIA

L

PIR

ITA

L

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RA

NÍA

DEL

INTE

RIO

R

NIVELDEL MAR

CIC

LOS

TEC

TON

O-

SEC

UEN

CIA

S

CU

ENC

A

RIFT

SK1

SK2

TRA

NSI

CIÓ

NSM

1SM

2SP

P

Mar

gen

Pasi

voRI

FTA

ntep

aís

?

?

CANOACHIMANA -

Zona productora de petróleoZona productora de gas

Page 84: TESIS.Presión de poros.

84

El área del Norte de Monagas, puede distinguirse tres secuencias perforadas y

asociadas a los procesos geodinámicos que han afectado la cuenca desde el

Cretácico. La secuencia más antigua perforada corresponde al margen pasivo

desarrollado durante el cretácico. La secuencia SK1 representa la etapa inicial del

margen pasivo. Su base es hasta ahora desconocida. En el subsuelo del Norte de

Monagas esta secuencia ha sido perforada en el bloque de Pirital donde está

representada por las formaciones Barranquín, El Cantil y Chimana.

La secuencia SK2 constituye un ciclo transgresivo – regresivo generalizado.

Se inicia con un sistema transgresivo que dio origen a las condiciones de mayor

profundidad registradas en todo el margen pasivo. La sección de subsuelo mejor

conocida está ubicada en el bloque de Pirital y comprende las formaciones

Querecual, San Antonio y San Juan. La Formación Querecual representa el

avance máximo de la transgresión marina sobre la plataforma y está integrada por

calizas y lutitas finamente laminadas de muy alta riqueza orgánica, que

representan la principal roca generadora de hidrocarburos del oriente venezolano.

Hacia finales del cretácico se iniciaron una serie de procesos en respuesta al

cambio geodinámico que daría origen al establecimiento de un margen activo en el

área. Las unidades depositadas entre el Maestrichtiense y el Oligoceno están

asociadas a este período de transición.

El Maestrichtiense tardío – Eoceno Medio está representado por las lutitas

marinas de la Formación Vidoño. Galea (1985) estima profundidades de agua en

el orden de 2 km. Sobre esta unidad reposa la Formación Caratas, que es un

intervalo arenoso granocreciente y progradante, depositado en ambientes marinos

someros, asociados a un pulso regresivo abrupto. En el tope, se distingue el

Miembro Tinajitas (parte tardía del Eoceno Medio) con claras evidencias de

retrabajo (Sageman y Speed, 2003).

Page 85: TESIS.Presión de poros.

85

Sobre estas calizas se encuentra la Formación Los Jabillos, integrada por

areniscas cuarzosas y glauconíticas, depositadas en ambientes marinos de

plataforma. Esta unidad representa el inicio de la transgresión marina cuyo

desarrollo máximo está asociado a un intervalo lutítico denominado Formación

Areo, de edad Oligoceno. La batimetría de este intervalo lutítico se ubica en

ambientes neríticos externos (Sageman y Speed, 2003).

Entre finales del Oligoceno y el Mioceno Temprano pueden distinguirse

múltiples secuencias separadas por discordancias de carácter regional, que están

asociadas a la dinámica evolutiva del cinturón de corrimientos.

La Formación Carapita consiste casi exclusivamente de una espesa

secuencia de lutitas marinas, muy ricas en foraminíferos, con esporádicos

intervalos arenosos, depositados en ambientes de plataforma interna a batial

medio. Hacia el tope la formación presenta un carácter regresivo, con mayor

desarrollo de cuerpos arenosos (Oliveros y Cesar 1993; Rodríguez, 1995).

Posteriormente se produjo un nuevo pulso transgresivo – regresivo

generalizado, sobre los depósitos del depocentro (foredeep), que está

representado por la Formación La Pica. La sección inferior está integrada por

depósitos continentales y de plataforma interna, mientras que la porción superior

contiene mayormente lutitas marinas.

Sobre el bloque de Pirital se produjo simultáneamente la depositación de la

Formación Morichito. Esta unidad tiene forma lenticular y está limitada al Sur por el

alto de Pirital y al Norte por las primeras estructuras aflorantes de la Serranía del

Interior. La Formación Morichito está integrada por depósitos conglomeráticos y

arenosos, agradantes. Su sedimentación se desarrolló en una cuenca continental

restringida, limitada y alimentada por los bloques cabalgados circundantes (Cobos,

2002).

Page 86: TESIS.Presión de poros.

86

Finalmente, durante el Plioceno y el Pleistoceno se depositaron las

formaciones Las Piedras y Mesa. En general, posee forma de cuña, con un

engrosamiento hacia el Este – Sureste. Su base es una discordancia sobre las

formaciones Morichito o La Pica. Esta unidad representa el relleno final de la

cuenca de Maturín, con desarrollo de ambientes neríticos internos y continentales,

y depósitos constituidos por areniscas de grano fino a conglomeráticas,

intercaladas con lutitas [22].

3.3 Modelo Estructural Regional

El área de estudio se encuentra ubicada en La Serranía del Interior de la

Cuenca Oriental de Venezuela, en una zona estructuralmente compleja

denominada “Bloque Bergantín” (Wilson, 1968 citado en Roure et al., 1994), está

localizada entre grandes rasgos tectónicos: El Corrimiento de Pirital al Norte; el

Frente de Deformación al Sur; el sistema de fallas de Urica al Oeste y la falla de

San Francisco al Este (Figura 24).

Figura N° 24. Estructura Regional [22].

CiudadFalla transcurrente

Falla normal

Falla inversa

LEYENDA

0 50 100 km

NMAR CARIBEISLA DE MARGARITA

Falla El PilarARAYAPARIA

SERRANIA DEL INTERIOR

BARCELONA

FRENTE DE DEFORMACIONF. Q

UIRIQUIRE

GOLFO DEPARIA

CUMANA

. F. S. F.

SUB-CUENCA DE MATURIN

ESCUDO DEGUAYANA

RIO ORINOCO

Drenaje

MATURÍNSUB-CUENCA DE

GUARICO

F. ANACO

F. URICAF. P

IRITAL

CiudadFalla transcurrente

Falla normal

Falla inversa

LEYENDA

0 50 100 km

NMAR CARIBEISLA DE MARGARITA

Falla El PilarARAYAPARIA

SERRANIA DEL INTERIOR

BARCELONA

FRENTE DE DEFORMACIONF. Q

UIRIQUIRE

GOLFO DEPARIA

CUMANA

. F. S. F.

SUB-CUENCA DE MATURIN

ESCUDO DEGUAYANA

RIO ORINOCO

Drenaje

MATURÍNSUB-CUENCA DE

GUARICO

F. ANACO

F. URICAF. P

IRITAL

Page 87: TESIS.Presión de poros.

87

El patrón observado en la Serranía del Interior involucra corrimientos,

retrocorrimientos y rampas laterales, que controlan la geometría y disposición de

las estructuras. Este patrón se repite a diferentes escalas, y se extiende a las

estructuras soterradas que representan las trampas tipo del Norte de Monagas.

Se ha desarrollado la interpretación del cubo Travi – Cotoperí 2005, a una

densidad de 10 líneas (400 m) y 30 trazas (600 m), donde se define la estructura

como un anticlinal fallado con rumbo SO-NE y buzamientos NE-NO.

Las estructuras ubicadas en el área de Travi están asociadas a la

sección más espesa del corrimiento de El Furrial, la cual involucra una columna

Cretácico Inferior – Mioceno Inferior. En esta zona, se desarrollan tres corrimientos

de carácter regional, a saber: Corrimiento de Cotoperí, Corrimiento de Jusepín y

Corrimiento de Travi Norte; Que a su vez están asociados a alineamientos

estructurales, con orientación Suroeste – Noreste (Figuras 23, 24 y 25) [22].

Page 88: TESIS.Presión de poros.

88

Figura N° 25. Mapa estructural al tope de la Formación Naricual mostrando los rasgos estructurales principales. Se aprecian, los corrimientos: Travi-Jusepín (marrón), TRV-4 – Cotoperí (azul) y Travi Norte (verde)[22].

Page 89: TESIS.Presión de poros.

89

3.4 Formación Carapita como Roca Sello La Formación Carapita, con un espesor que varía entre 3.000 y 10.000 pies,

garantiza un sello efectivo para la retención de los hidrocarburos. El sello vertical

está representado por el potente intervalo de lutitas de la Formación Carapita,

mientras que el lateral lo constituyen las fallas observadas en la sísmica y que

limitan la estructura y es muy común encontrar formaciones geológicas sobre-

presurizadas debido entre otras causas a la sedimentación rápida en las

secuencias deltáicas jóvenes, ésta trampa es de tipo anticlinal asimétrico, formado

por el Corrimiento Travi – Jusepín, de vergencia Sureste, y cuyo desplazamiento

disminuye progresivamente de Este a Oeste. Las diferencias de desplazamiento

han sido acomodadas con trampas laterales de orientación Noroeste – Sureste,

las cuales han generado altos estructurales independientes, sobre el mismo

corrimiento principal [22].

Page 90: TESIS.Presión de poros.

90

3.5 Descripción Geológica de la Localización

Figura N° 26. Columna estratigráfica generalizada de la Cuenca Oriental de

Venezuela [22].

La columna estratigráfica que se estima penetrar con la perforación de este

prospecto, TRAVI ESTE - CX, se compone de sedimentos que van desde el

Page 91: TESIS.Presión de poros.

91

Cretácico hasta la formación más Reciente, de base a tope. Compuesta por las

Formaciones, de más antigua a más reciente: San Juan, Caratas-Vidoño, Naricual,

Carapita E, Carapita, Chimana – El Cantil alóctono, Querecual alóctono, San

Antonio alóctono, San Juan alóctono, Caratas – Vidoño alóctono, Areo alóctono,

Los Jabillos alóctono, Naricual alóctono, Carapita alóctono, Mesa - Las piedras [22].

Figura N° 27. Prognosis Litoestratigráfica y profundidades de los topes estimados para el prospecto TRAVI ESTE – CX [22].

A continuación se presenta una breve caracterización de cada una de las

unidades estratigráficas que se estima conseguir con la perforación del prospecto

Page 92: TESIS.Presión de poros.

92

delineador TRAVI ESTE - CX; en orden estratigráfico de más reciente a más

antigua:

Formación Mesa-Las Piedras (Plioceno-Reciente): Desde Superficie a –

1.420 pies (espesor 1.420 pies). Está conformada principalmente por arenas de

grano grueso, gravas ferruginosas y conglomerados compactos, asociados con

cuerpos de arcillas solubles de colores gris, rojo y crema.

Formación Carapita Alóctono (Oligoceno Tardío - Mioceno Medio): Desde

-1.420 pies a -4.850 pies (espesor 3.430 pies). Constituida principalmente, por una

espesa secuencia de lutita gris oscuro a negro, en ocasiones gris verdoso,

astillosas, con superficies cóncavas micropiríticas, fosilíferas, microcarbonáceas.

Formación Naricual Alóctono (Oligoceno): Desde -4.850 pies a -6.590 pies

(espesor 1.740 pies). Es caracterizada por una alternancia de areniscas y lutitas

que muestran apilamiento de secuencias agradacionales; las areniscas

típicamente masivas, de color claro, cuarzosas, friables a cuarcíticas y de grano

medio a grueso. Las lutitas y limolitas son de color gris a negro, blandas,

pizarrosas, arenáceas, micáceas, carbonáceas, siendo prácticamente estériles de

microfósiles.

Formación Areo Alóctono, (Oligoceno): Desde -6.590 pies a – 6.770 pies

(espesor 180 pies). La litología predominante es lutitas grises. Además, capas

ocasionales de areniscas, cuarcíticas, duras, de color gris claro a blanco.

Formación Los Jabillos Alóctono, (Oligoceno): Desde -6.770 pies a -7.450

pies (espesor 680 pies). Formada principalmente de areniscas cuarcíferas, de

grano medio a grueso, en capas de gran espesor, con intercalaciones de lutitas

limosas y comúnmente rítmicas.

Page 93: TESIS.Presión de poros.

93

Formación Caratas–Vidoño Alóctono, (Eoceno – Paleoceno): Desde -

7.450 pies a -8.150 pies (espesor 700 pies). La Formación Caratas consiste en

una secuencia compleja de limolitas y areniscas que pueden ser marcademente

Glauconíticas, dolomíticas o calcáreas. La Formación Vidoño está constituida por

lutitas oscuras, ricas en foraminíferos, con capas menores de areniscas y limolitas

calcáreas duras, con glauconita.

Formación San Juan Alóctono, (Cretácico): Desde -8.150 pies a -8.850

pies (espesor 700 pies). Constituida por areniscas masivas gris claro, de grano

fino a muy fino, diagenetizadas, calcáreas y glauconíticas, con intercalaciones

delgadas de lutitas grises ligeramente calcáreas.

Formación San Antonio Alóctono, (Cretácico): Desde -8.850 pies a -

11.050 pies (espesor 2.200 pies). Constituida por areniscas masivas gris claro, de

grano fino a muy fino, diagenetizadas, calcáreas y glauconíticas, con

intercalaciones de lutitas grises calcáreas.

Formación Querecual Alóctono, (Cretácico): Desde –11.050 pies a –

12.600 pies (espesor 1.550 pies). La constituyen, principalmente lutitas negras,

duras, fosilíferas, calcáreas, arenosas y glauconíticas.

Formación Chimana–El Cantil Alóctono, (Cretácico): Desde -12.600 pies a

13.850 pies (espesor 1.250 pies). En su sección superior, la componen lutitas

negras, duras, fosilíferas, calcáreas, arenosas y glauconíticas (Fm. Chimana). La

parte basal, la conforman calizas intercaladas con lutitas pertenecientes a la Fm.

El Cantil.

Formación Carapita (Mioceno Temprano – Mioceno Tardío): Desde -13.850

pies a -17.600 pies (espesor 3.750 pies). Esta formación representa la roca sello,

la cual tiene un comportamiento sobre presurizado, es discordante sobre

Page 94: TESIS.Presión de poros.

94

formaciones más antiguas, y está constituida principalmente por lutitas

subcompactadas, con capas arenosas y limosas de color gris a gris verdoso en

bloques, en parte laminar, astillosa, con superficies cóncavas micropiríticas,

fosilíferas, microcarbonáceas. Las limolitas que se presentan tienen la misma

coloración que las lutitas y las areniscas basales son cuarzo cristalinas, de grano

fino a medio, moderadamente duras. Ambiente batial a nerítico. El ambiente de

sedimentación va de marino somero en la zona basal hasta marino profundo.

Formación Naricual (Oligoceno): Desde -17.600 pies a -18.850 pies

(espesor 1.250 pies). Caracterizada por una alternancia de areniscas y lutitas que

muestran apilamiento de secuencias agradacionales; las areniscas típicamente

masivas, de color claro, cuarzosas, friables a cuarcíticas y de grano medio a

grueso.

Formación Caratas–Vidoño (Eoceno - Paleoceno): Desde -18.850 pies

hasta 18.898 pies (espesor 48 pies). La Formación Caratas corresponde a

sedimentos de la parte superior del bloque alóctono; se caracteriza por presentar

una caliza de color beige a gris seguido por un contacto concordante con la

Formación Vidoño, constituida por lutitas grises a negras calcáreas con

inclusiones de glauconita y pirita [22].

Page 95: TESIS.Presión de poros.

CAPÍTULO IV DESARROLLO DE LA INVESTIGACIÓN

4.1 Escogencia de la data del cubo Sísmico del área y los perfiles eléctricos de los pozos vecinos de la localización Exploratoria Travi Este CX

Para escoger la información necesaria para la estimación de la presión de

poros y el gradiente de fractura de la localización exploratoria Travi Este_CX, nos

fundamentamos en la Figura 25 capítulo 3 que representa el mapa de ubicación

de la localización y sus pozos vecinos, por lo se decidió trabajar con los pozos, del

campo TRAVIS: “TRV-2X”, “TRV-3”, “TRV-4X”, y del campo Santa Bárbara: “SBC-

130X” y “SBC-136” todos éstos fueron perforados por la gerencia de exploración.

Los pozos que están representados con la terminología “X”, quiere decir que son

pozos de exploración y los que no la llevan son pozos de avanzada o también

llamados delineadores; Cada pozo debe llevar su término adecuado para efectos

de reglamentos internos que se deben cumplir de acuerdo al Ministerio de Energía

y Petróleo (MENPET).

Luego de tener ubicada el área de estudio y sus pozos vecinos, las

coordenadas de superficie para la ubicación del cubo sísmico fueron:

TABLA N° 2. COORDENADAS DEL CUBO SÍSMICO DE CADA POZO [22].

TRV-2X TRV-3 TRV-4X SBC-130X SBC-136

N: 1.073.557 N: 1.074.423 N: 1.076.643 N: 1.073.807 N: 1.075.467

E: 435.303 E: 436.040 E: 434.289 E: 425.958 E: 426.851

Se extrajeron del cubo sísmico las velocidades interválicas de cada pozo.

Seguidamente del recurso interno de intranet de PDVSA, específicamente la ruta

\\plcgua704-exploración en cada carpeta de pozo se obtuvieron los registros de

Page 96: TESIS.Presión de poros.

96

gamma ray, resistividad, conductividad, densidad y el cáliper, para los pozos

mencionados anteriormente y cada uno en el formato que exige el programa de

computación Drillworks Predict, el cual es .Las

4.2 Cálculo de Presión de Poro y Gradiente de Fractura del área en estudio a partir de la Sísmica y Registros de Pozos

El cálculo de presión de poro y gradiente de fractura de cada uno de los

cinco pozos se realizó de la siguiente manera:

1. Inicialmente se importaron al programa de computación todos los

registros de pozos previamente seleccionados, en el formato (.las) que

exige el programa, identificados como GR para gamma ray de color

azul, RD para resistividad de color azul marino, DT para el registro

sónico de color verde, y el RHOB para la Densidad de color vinotinto.

(Figuras 28, 29, 30, 31 y 32). Y las velocidades interválicas de cada

pozo representadas con el color negro, identificadas con las letras

“Vel” (Figuras 43, 44, 45, 46, 47).

2. Como la curva de los registros de gamma ray observados para cada

pozo tiene un comportamiento de salto de derecha a izquierda, más la

variación litológica y la diferencia del diámetro del hoyo observado por

el registro caliper, se trazó una línea de base de lutita representada de

color amarillo, a mano alzada de acuerdo a los intervalos de lutitas

observados en este registro, y se realiza en este perfil porque puede

mostrar la radioactividad natural de las formaciones, lo cual se debe a

su concentración de uranio, torio y potasio. La intensidad de la

radiactividad, es medida en función de la densidad de las rocas y el

promedio más alto de radioactividad de todas las rocas sedimentarias

es mostrada por la lutita.

Page 97: TESIS.Presión de poros.

97

3. Con la línea de base de lutita ya definida en el registro Gamma en los

cinco pozos, se realizó una transferencia de intervalos de lutitas en

todo el registro de resistividad y en el registro sónico que se muestra

de color amarillo en el segundo y tercer track de las Figuras 28, 29,

30, 31 y 32. Se seleccionaron a través de un filtrado matemático, los

valores de tiempo de tránsito de la onda compresional, provenientes

de las lutitas; después de establecer la línea de corte de lutitas,

escogiendo los valores que exceden el valor de corte en la línea base

de lutitas que posteriormente fueron filtrados sin omitir los puntos que

no puedan ser promediados al inicio o al final del total de datos, para

obtener solo la línea de la lulita en los dos registros. Se realizó de esta

manera porque los pozos no presentaron lutitas completamente

limpias, puesto que en el masterlog que es el registro de secuencia

litológica del pozo, se podía observar claramente las intercalaciones

de arenas entre las lutitas.

4. Para cada pozo se realizó un perfil sintético de Densidad a partir del

sónico, mostrado de color azul en el cuarto track, a través de la

ecuación sónica de Gardner (ecuación 9) e igualmente con la

ecuación de Gardner con velocidades interválicas, la función de

realizar el perfil sintético es para completar de alguna manera el

registro de densidad.

5. Partiendo de que el gradiente de presión de sobrecarga

(OVERBURDEN, OBG) es la presión ejercida por el peso de la capa

de sedimentos más el fluido contenido en los poros, es decir, el peso o

esfuerzo vertical de todos los sedimentos por encima más el fluido

entrampado en la roca. Se realizó el paso número 4 porque es

necesario completar de alguna manera el registro de densidad, que en

este caso se estimó con la información preexistente del registro sónico

Page 98: TESIS.Presión de poros.

98

y con el registro de densidad completo desde la elevación de la mesa

rotaria (por tratar de pozos en tierra) se calculó la sobrecarga

ejecutando una integración numérica del registro de densidad. (

ecuación 18), y también se calculó una sobrecarga para los cinco

pozos a partir del registro de Densidad determinado con las

velocidades interválicas con la correlación de Gardner (ecuación 9).

6. Seguidamente se calculó un Trend de Compactación Normal (Normal

Compactation Trend NCT), se realiza para cumplir con la base teórica

de compactación normal entre un rango de densidad de agua de 8,33

Lpc/pies y de agua de formación 8,91 Lpc/pies, normalmente, la

densidad de las lutitas aumenta con la profundidad, debido a que el

peso de unidad de arcilla es mayor cuando el agua libre es expulsada

y migra hacia formaciones de arena por el proceso de compactación.

Cuando la densidad disminuye por debajo de una línea normal de

tendencia, se puede decir que la presión de formación ha aumentado.

La densidad de arcillas disminuye a medida que una zona de

transición de presión más alta es penetrada, porque la arcilla

anormalmente presionada contiene más agua. Este Trend se graficó

en el registro sónico porque fue calculado con la correlación Sónicas

de Bowers donde este científico agregó dos términos que son A y B

(ecuación 27) que representan dos valores empíricos que producen un

mejor ajuste para la relación entre la velocidad y el esfuerzo efectivo, y

éstos son sus valores teóricos establecidos para A: 14,2 y para

B:0,724; así que se podría decir que es más confiable con respecto a

otros autores que no toman en cuenta esta relación. Para los pozos

SBC-130X y SBC-136 fue necesario estimar tres Trend de

Compactación para poder ajustar los cálculos posteriores donde para

el pozo SBC-130X A y B fueron 14,2 y 0,75 respectivamente en el

Trend 1, para el Trend 2: A: 14 y B: 0,738 y en el Trend 3: A: 14,2 y B:

Page 99: TESIS.Presión de poros.

99

0,738. Y para el pozo SBC-136 el Trend 1: A: 14,4, B: 0,75, Trend 2:

A: 14,2 y B: 0,74 y el último Trend de este pozo se ajustó con el valor

de A: 14,2 y B: 0,705. En cambio para los pozos TRV-2X, TRV-3 y

TRV-4X sólo se realizó un Trend de compactación, bajo los valores de

A y B establecidos, teóricamente es lógico porque pertenecen al

mismo campo y se encuentran relativamente cerca, por lo que se

puede decir que la zona cumple con la misma tendencia de

compactación normal. Todos los Trend de compactación mencionados

anteriormente se determinaron a partir de los datos de registros de

pozos. Por supuesto también se realizó un Trend a partir de los datos

de las velocidades interválicas con la correlación de Bowers (ecuación

12).

7. La estimación de la presión de poro ofrece el valor de la presión

ejercida por los fluidos contenidos en los poros de la roca, al quedar

atrapados en el momento del proceso de sedimentación; parámetro en

el cual las técnicas de perforación se pueden basar para perforar un

pozo en balance, sobre balance o bajo balance. La presión de poro se

calculó en función de la profundidad mediante el uso de la correlación

sónica de Bowers, estipulada en el programa de computación

Drillworks Predict, tomando como referencia teórica una presión de

poro normal de 8,75 Lpc/pies, para calibrar las presiones de cada

pozo, el sistema computarizado consiste en aplicar una correlación

numérica en función de la profundidad, en proporción del parámetro

del Trend normal de compactación y el gradiente de sobrecarga a

partir de los datos del registro sónico, e igualmente se estimaron a

partir de las velocidades interválicas registradas en los pozos

analizados continuando con la correlación de Bowers para cálculo de

presión de poro a partir de esas velocidades (ecuación 12). En el caso

de los pozos SBC-130X y SBC-136 fue necesario hacer tres cálculos

Page 100: TESIS.Presión de poros.

100

de presión de poro, es decir uno por cada Trend de compactación

normal calculado con los datos de registros debido a la variación

litológica que tienen los dos pozos, seguidamente a partir de las tres

magnitudes calculadas de la presión se realizó una presión de poro

compuesta entre las profundidades comprendidas para el Trend 1:

desde 2.100 ft hasta 8.120 ft, para el Trend 2: desde 8120 ft hasta

15.750 ft, y para el Trend 3: desde 15.750 ft hasta 20.200 ft, y la

presión de poro final calculada se filtro entre 91 y 270 para lograr el

ajuste adecuado de los datos para el pozo SBC-130X, y en el caso del

pozo SBC-136 la presión se calculo de la misma manera que el SBC-

130X, solo que los intervalos de la determinación de la presión de poro

compuesta fueron: para el Trend 1: desde 900 ft hasta 7.330 ft, luego

desde 7.330 ft hasta 12.660 ft para el Trend 2 y por último desde

12.660 ft hasta 21.140 ft para el Trend número 3, por supuesto

también se filtró entre 91 y 270; esa presión de poros compuesta para

ajustar las magnitudes de la presión y arrojar el valor definitivo de la

presión de poro. El filtrado (figura 28) en el segundo carril es la gráfica

de color rojo y en el tercer carril es la gráfica ad e color azul, es el

valor especificado en un campo de puntos sin omitir los puntos

promediados al inicio y final de los datos. Para los pozos TRV-2X,

TRV-3 y TRV-4X la presión de poro se obtuvo aplicando un solo Trend

de compactación normal para cada pozo, pero también fue necesario

filtrar entre 91 y 270 para obtener la presión de poro final. Es muy

importante resaltar que la estimación de las magnitudes de la Presión

de Poro brinda a los ingenieros de perforación, minimizar los riesgos

operacionales durante la perforación, realizar un diseño adecuado de

asentamiento de revestidores, utilizar una densidad de lodo adecuada

para perforar las diferentes zonas litológicas y todo esto para optimizar

el tiempo de perforación de los pozos.

Page 101: TESIS.Presión de poros.

101

8. Tomando en cuenta que el gradiente de fractura es la presión máxima

que puede resistir la roca sin fracturarse, y basándonos en la ecuación

de Eaton (ecuación 5), para los pozos SBC-130X, SBC-136 y TRV-2X,

TRV-3, TRV-4X se estimó el gradiente de fractura con el valor

constante del coeficiente de Poisson´s el cual es 0.4, cabe mencionar

que para calcular el gradiente es necesario tener el análisis de la

presión de poro, el coeficiente de Poisson´s y la sobrecarga y de esta

manera se estimó el gradiente de fractura para cada pozo de la misma

manera con la misma ecuación.

Page 102: TESIS.Presión de poros.

102

Figura N° 28. Gráfico de importación de datos para estimación de Presión de Poro y Gradiente de Fractura del pozo SBC-130X.

Page 103: TESIS.Presión de poros.

103

Figura N° 29. Gráfico de importación de datos para estimación de Presión de Poro y Gradiente de Fractura del pozo SBC-136.

Page 104: TESIS.Presión de poros.

104

Figura N° 30. Gráfico de importación de datos para estimación de Presión de Poro y Gradiente de Fractura del pozo TRV-2X.

Page 105: TESIS.Presión de poros.

105

Figura N° 31. Gráfico de importación de datos para estimación de Presión de Poro y

Gradiente de Fractura del pozo TRV-3.

Page 106: TESIS.Presión de poros.

106

Figura N° 32. Gráfico de importación de datos para estimación de Presión de Poro y Gradiente de Fractura del pozo TRV-4.

Page 107: TESIS.Presión de poros.

107

4.3 Calibración con la información de pesos de lodo, LOT, MDT, DST, e Historia de Perforación, de los pozos con las curvas de Presión de Poro y Gradiente de Fractura calculados

La estimación de la presión de poro se calibró con la curva de la densidad del

lodo utilizada durante la perforación en los pozos SBC-130X, SBC-130, TRV-2X,

TRV-3 y TRV-4X, graficándola en el carril donde está graficada la presión de poro

en una escala a partir de 8, porque nos fundamentamos en el principio de la

compactación a una presión normal de 8,33 Lpc/pies y a partir de allí se observó

toda la diferencia de presión de poro desde normal hasta los tramos de presiones

de poros anormales, que se presentan en todos los pozos en la formación lutitica

Carapita del período Mioceno con intercalaciones de capas arenosas y limosas en

parte laminar y astillosa y es la roca sello de la formación productora llamada

Naricual, otro dato muy importante con el que se ajustó la presión de poros fue

con los puntos de presión de la prueba de (Modular Formation Dynamics Tester

MDT módulo de formación dinámica) que consiste en tomar puntos de presión en

la formación, como la prueba MDT es una toma directa de presión dentro de la

formación, la presión de poro ajustó en cada punto de referencia MDT.

Para este estudio solo se tomaron estos parámetros como referencia para la

calibración de la presión de poro, es de suma importancia la determinación

adecuada de la presión de poro; porque si no calibra con la información; pues la

estimación no es la correcta, quiere decir que el Trend de compactación normal no

está bien trazado o ajustado o en otro caso la línea de lutita no esta trazada

adecuadamente.

La calibración del gradiente de fractura de los 5 pozos se realizó con la

prueba de Leak Off Test (L.O.T.) y con los puntos de Prueba de Integridad de

Presón (P.I.P). En esta calibración todos los gradientes de fractura se ajustaron,

pues cumplieron con la teoría, donde ninguno sobrepasó el límite de fractura

Page 108: TESIS.Presión de poros.

108

(L.O.T.); es decir las estimaciones están por debajo del L.O.T. y justo pasaron por

los puntos (P.I.P), el cual es el primer punto de resistencia que soporta la

formación si alcanzar el limite de fractura.

4.4 Comparación de los valores de Presión obtenidos a través de la data Sísmica y los Registros de pozos

Para poder ofrecer una comparación de los valores de presión, era

necesario tener una correcta estimación de la presión de poro con los datos

sísmicos, pero los valores suministrados por la gerencia del dato de las

velocidades interválicas no son los indicados para estimar presiones de poro, pues

esas velocidades deberían ser procesadas de acuerdo a la imagen 8 la cual es un

procesado más detallado de las reflexiones de las ondas sísmicas, la obtención de

las velocidades correctas para calcular geopresiones se pueden procesar de

acuerdo a las publicaciones:

• (How Does Seismic Data Quality Influence Pore Pressure Estimation

and Interpretation por Gary Yu; Geotrace Technologies).

• (Procesamiento en tiempo de datos Sísmicos de reflexión de ondas p

en medios con isotropía transversal con eje de simetría vertical (ITV)

Geos, 2003, vol 23, p. 302-309).

• (Velocity determination for pore pressure prediction, Satinder Chopra y

Alan Huffman, Arcis Corporation, Calgary, Alberta, Canada; Funsion

Petroleum Technologies, Houston, USA).

Finalmente la presión de poro calculada antes de la perforación debería ser

comparada con la presión de poro calculada a partir del registros sónico después

que el pozo esté perforado y deberían ser similares las curvas. Si no es así se

tendrán que chequear los análisis de las estimaciones.

Page 109: TESIS.Presión de poros.

109

4.5 Estimación del perfil de Presión de Poro y Gradiente de Fractura para la localización Exploratoria Travi Este CX

La presión de poro de la Localización CX, debería ser determinada con

unos datos confiables de las velocidades interválicas ya que es la información que

inicialmente se procesa para realizar el proyecto, para perforar un nuevo pozo,

pero esa información en este caso no resultó confiable así que nos basamos en

calcular la presión de poro a partir de los pozos vecinos, que en este caso de

acuerdo a la sección geológica, (figuras 50, 51) perforada del pozo TRV-4X y

SBC-130X y su profundidad en TVD fue de 21.840 pies y 20.200 pies

respectivamente y es muy parecida a la litología que perforará el pozo de la

Localización CX y alcanzará una profundidad de TVD de 20.000 pies según la

prognosis realizada por los geólogos de operaciones. Partiendo de esta similitud y

la probabilidad de que el pozo sea parecido al TRV-4X por la ubicación o al SBC-

130X por si el corrimiento de Pirital deslizó algunos bloques de las formaciones

buzamiento arriba, es por esto que entre los dos pozos se estimó la presión de

poro de CX con una correlación de la litología llevada desde SBC-130X hasta CX

y desde el TRV-4X hasta CX llamada tabla de topes (Top Table). Esto es posible

porque el programa de computación Predict a través de esta tabla proyecta desde

una primera columna la profundidad real del pozo SBC-130X y TRV-4X a una

segunda columna a la profundidad de referencia de la litología de CX. Obteniendo

una magnitud de la posible presión de poros que tendrá la Localización CX

(Figuras 40 y 41).

Page 110: TESIS.Presión de poros.

CAPÍTULO V DISCUSIÓN DE RESULTADOS

5.1 Escogencia de la data del cubo Sísmico del área y los perfiles eléctricos de los pozos vecinos de la localización Exploratoria Travi Este CX

La información escogida para el análisis se basó en la interpretación del

mapa de la (Figura 25), puesto que la localización Travi Este CX está en el centro

de los pozos TRV-2X- TRV-3, TRV-4X, que se encuentran al ESTE y SBC-130X y

SBC-136, que se ubican hacia el Oeste, con estos nos basamos para extraer las

coordenadas de la tabla número 2 para ubicar el cubo sísmico de donde serían

procesadas las velocidades interválicas, y en el caso de los perfiles eléctricos,

fueron escogidos de acuerdo al fundamento teórico de cuales registros se

necesitan para estimar geopresiones y cuales son los que usa el programa de

computación DrillWorks PREDICT Versión 10.5, tales como Rayos Gamma (GR),

Sónico (DT), Resistividad (RES) y Densidad (RHOB); los cuales permitieron

estimar la presión de poro, gradiente de fractura y presión de sobrecarga.

Pudiendo predecir a través de correlaciones la ventana operacional de lodo para

mantener la estabilidad en las paredes de la localización exploratoria.

5.2 Cálculo de la Presión de Poro y el Gradiente de Fractura del área en estudio a partir de la Sísmica y Registros de Pozos

Para el pozo SBC-130X los cálculos realizados a través del programa de

computación DrillWorks PREDICT, después de cargar los respectivos datos de los

registros: Sónico (DT); Rayos Gamma (GR); Densidad (RHOB); Resistividad (Res)

y Conductividad (CILD) (Figura 28).

Page 111: TESIS.Presión de poros.

111

En el registro rayos gamma se estableció la línea base de lutitas indicando el

valor de corte según el índice de arcillosidad, siendo ésta una relación lineal entre

el GRmin y GR max (ecuación 18). Donde GR es el valor del registro va desde

1.000 pies hasta 20.300 pies de profundidad. Se puede apreciar en el primer carril

el Gr de color azul y la línea de lutitas de color amarillo.

En la (Figura 33), se muestra el perfil de presión de poro, el gradiente de

fractura y presión de sobrecarga para el pozo SCB-130X estableciéndose las

siguientes premisas en las geopresiones:

1. En el carril central se definieron los 3 Trend de compactación normal

para calcular la presión de poro representado el primero con el color

amarillo, el segundo con el color verde y el tercero con el color violeta.

2. En la tercera sección se puede observar la presión de poro

representada con el color rojo, el gradiente de fractura se muestra con

el color azul y la presión de sobrecarga con el color rosado. Donde se

puede observar un comportamiento de presión de poro normal entre

los valores de 8,43 Lpc/pies desde 35 pies hasta 15.000 pies de

profundidad, desde allí se aprecia el cambio brusco de presión, en el

tramo de transición de la formación Chimana a Carapita, pasando de

un comportamiento de presión normal a presión anormal

incrementando entre 9 Lpc/pies y 15 Lpc/pies en la formación

Carapita, se observó que en el tramo de transición entre Carapita y

Naricual es donde la presión de poro alcanza el valor máximo de 15

Lpc/pies y finalmente cuando comenzó la perforación de la Formación

Naricual la Presión de Poro decrece. El valor de presión promedio en

toda la formación Naricual no es mostrado porque el fin de este

estudio es la interpretación de las presiones de poro anormales y

éstas se presentan en la formación Carapita. Tomando en cuenta el

Page 112: TESIS.Presión de poros.

112

valor mínimo y máximo ( 9,9 Lpc/pies y 15,6 Lpc/pies), de presión en

Carapita se estima que es debido al aumento de la compactación y el

efecto tectónico compresivo en el área, sin embargo en la base de

dicha sección, se observa una regresión de presión, analizando esta

sección (10.500 pies-12.600 pies), la misma coincide con las

imbricaciones tectónicas producto del corrimiento de Pirital la cual

transporta gran parte de la Formación de Carapita, tomando en cuenta

que el principal efecto no es la compactación de los sedimentos, y

asumiendo que dicho bloque es el alóctono de Carapita, se tomó el

método de sónico de Bowers, porque toma en cuenta la

sobrecompactación más el fluido entrampado en la lutita, es probable

que el esfuerzo principal éste relacionado al esfuerzo horizontal

mínimo ya que el régimen dominante es compresivo.

3. A partir de la zona de regresión de presión, transicional con la

Formación Naricual y en toda la sección de esta última, el

comportamiento del perfil de presión de poro se desarrolla en forma

decreciente, presentando hacia el tope un leve incremento, que puede

ser atribuido a la presencia de capas de areniscas compactas. Su

rango de valores, máximo y mínimo, son: 15,6 Lpc/pies y 9,9 Lpc/pies,

las mismas se ajustan con los valores de presión de poro que midió la

herramienta MDT.

El gradiente de fractura del pozo SBC-130X se muestra en la (Figura 25)

con el color azul marino, en el tercer carril, obteniendo un valor mínimo de 11,3

Lpc/pies y máximo hasta 18,2 Lpc/pies, el mayor gradiente se encuentra en la

formación Carapita, porque como ya se mencionó anteriormente, ésta es la

formación geopresurizada. Los valores estimados están bien fundamentados para

expresar que es una zona sobrepresurizada, y no sobre pasa el gradiente de

sobrecarga.

Page 113: TESIS.Presión de poros.

113

Figura N° 33. Perfil de Presión de Poro y Gradiente de Fractura del pozo SBC-130X.

Page 114: TESIS.Presión de poros.

114

En el caso del pozo SBC-136 de igual manera que el pozo SBC-130X en

el carril central se reflejan los tres Trend de Compactación que fueron

necesarios para realizar una estimación de presión de poro correcta que se

muestra de color rojo en el tercer carril donde se observó que la presión de

poro mínima fue de 7,7 Lpc/pies y la máxima 14,5 Lpc/pies, y a la profundidad

de 17.571 pies en TVD la cual es el tope de la Formación Carapita se observa

el incremento de la presión de poro desde 10 Lpc/pies hasta 14,5 Lpc/pies y

también se observó el mismo comportamiento del pozo anterior, que en el

periodo de transición entre las formaciones Carapita y Naricual hay un máximo

de presión de poro y luego comienza a decrecer a 13,4 Lpc/pies hasta llegar el

tope de Naricual a la Profundidad de 19.590 pies en TVD y llega a 12,9

Lpc/pies en la base de Naricual (Figura 34).

Y el valor del gradiente de fractura (color azul marino, tercer carril) fue de

13,9 Lpc/pies como mínimo y como máximo 18,1 Lpc/pies. Si analizamos el

pozo vecino del mismo campo, es decir el pozo SBC-130X los valores de

gradiente se mantienen en un rango de valores muy similares, sin sobrepasar

la Presión máxima que resiste la roca, la cual fue de 18 Lpc/pies (Figura 34),

por supuesto al igual que la presión de poro los valores más altos de gradiente

se observaron en la Formación Carapita, que es la roca sello que se encuentra

geopresurizada, y nuevamente vuelve a decrecer cuando llega a la formación

productora Naricual.

Page 115: TESIS.Presión de poros.

115

Figura N° 34. Perfil de Presión de Poro y Gradiente de Fractura del pozo SBC-

136.

Page 116: TESIS.Presión de poros.

116

La presión de poro y el gradiente de fractura del pozo TRV-2X se observa

desde la profundidad de 6.000 pies porque los cálculos fueron realizados con

los métodos referenciados con el registro sónico y los datos de este pozo

comienzan en esa profundidad para el caso del registro sónico, la presión de

poro se calculó con el Método de Bowers (ecuación 29) arrojando un valor

máximo de 16,4 Lpc/pies y mínimo de 10,9 Lpc/pies, él pozo perforó la

Formación Carapita desde 870 pies hasta 18.230 con el corrimiento de Pirital

(Travi-Jusepin) (Figura 25), a la profundidad de 12.250 pies, pero al igual que

los demás pozos que perforaron la formación Carapita, ésta sigue manteniendo

su comportamiento de sobrepresión aunque este pozo pertenezca al campo

Travis, pero en referencia litológica se observa la diferencia de espesores de la

Formación Carapita entre los pozos del campo Travis y los de Santa Bárbara, y

por lo tanto la diferencia entre los valores de presión de poro (Figura 35) bajo la

misma representación de carriles y colores para cada cálculo. Y al alcanzar la

Formación Naricual su valor disminuye hasta 10,9 Lpc/pies a la profundidad de

18.230 pies. De igual manera cumplió con el comportamiento en el periodo de

transición entre Carapita y Naricual de un pequeño aumento de 11,9 Lpc/pies a

12,9 Lpc/pies de la Presión de Poro y luego decrece al entrar por completo en

Naricual hasta llegar a 10,9 Lpc/pies.

El gradiente de fractura de TRV-2X arrojó un valor máximo de 18,6

Lpc/pies y su valor mínimo fue de 16,2 Lpc/pies, el rango de valores es alto

debido al gran espesor de Carapita aproximadamente 17.300 pies de espesor,

de igual manera en la zona de transición entre Carapita y Naricual el gradiente

aumenta un poco de 18,5 Lpc/pies a 18,9 Lpc/pies, y en el tope de Naricual

llega al valor de 17,9 Lpc/pies para finalmente culminar en 16,9 Lpc/pies.

Debido al gran espesor de la formación Carapita los valores son elevados pero

continúa manteniendo un máximo de 18 Lpc/pies, así que sé referencia con la

misma Formación Carapita que perforaron los demás pozos, con el mismo

comportamiento de sobrepresurización.

Page 117: TESIS.Presión de poros.

117

Figura N° 35. Perfil de Presión de Poro y Gradiente de Fractura del pozo TRV-2X.

Page 118: TESIS.Presión de poros.

118

En la estimación de la presión de poro del pozo TRV-3, la presión mínima

fue de 8,33 Lpc/pies en el tope de Carapita a 860 pies de profundidad, luego

arrojó el mismo comportamiento que el pozo TRV-2X puesto que posee un

gran espesor, con un valor de 17.100 pies y también se observó el corrimiento

de Pirital a 11.981 pies, la Presión máxima fue de 16,6 Lpc/pies a 17.960 pies y

en la base de la formación Naricual la presión reduce a 11,83 Lpc/pies.

El gradiente de fractura teóricamente se espera que a mayor profundidad

mayor sea el valor de gradiente de fractura pero en este caso no se cumplió la

teoría ya que el máximo gradiente es de 19,4 Lpc/pies a la profundidad de

17.152 pies y luego en la formación Naricual decrece a 18,5 Lpc/pies a 19.155

Pies, cabe mencionar que el máximo gradiente estimado se reportó en la

formación Carapita y ésta es la formación que genera las sobre presiones

durante la perforación (Figura 36), carril tres, gráfica de color azul oscuro.

Page 119: TESIS.Presión de poros.

119

Figura N° 36. Perfil de Presión de Poro y Gradiente de Fractura del pozo TRV-3.

Page 120: TESIS.Presión de poros.

120

El pozo TRV-4X de acuerdo a la (Figura 29), perforó otras formaciones

que no se observaron en sus pozos vecinos TRV-2X y TRV-3, es probable que

el corrimiento de Pirital que se encuentra a 17.890 pies de profundidad, haya

causado el movimiento de un bloque comprendido por varias formaciones que

fueron deslizadas de un lugar a otro; debido a movimientos tectónicos y fallas

que limitan el pozo Travi 4 mostradas con el color Rosado (Figura 25). Se

puede inferir que en las formaciones observadas varia un poco la presión de

poros en el pozo, pero de igual manera la Formación Carapita alcanza los

valores de presión máxima de 15,11 Lpc/pies y la Presión mínima se fue 8,4

Lpc/pies en los primeros mil pies de perforación que corresponden a las

Formaciones Mesa-Las Piedras y Morichito, y se observó la Formación

Carapita en dos oportunidades primero a 2.800 pies hasta 9.750 pies, y luego

desde 17.890 pies hasta 19.710 pies siempre seguida de Naricual, en la

primera ocasión la transición entre Carapita y Naricual fue de 11 Lpc/pies a

9,45 Lpc/pies culminando en la base de Naricual a 8,33 Lpc/pies luego la

Formación Querecual culmina con una presión 9,9 Lpc/pies y nuevamente

aumenta en Carapita a 10 Lpc/pies y se incrementa en hasta 14 Lpc/pies en su

espesor de 1.820 pies para finalmente decrecer en la Formación Naricual a

12,1 Lpc/pies.

Para culminar con el cálculo del gradiente de fractura en este último pozo,

el valor máximo alcanzado fue de 18,5 Lpc/pies en la formación sobre

presurizada de Carapita y el mínimo fue de 11,2 Lpc/pies en las primeras

Formaciones como Mesa-Las Piedras, en el primer tramo de Carapita aumenta

desde 15,2 hasta 16,2 Lpc/pies y vuelve a disminuir en el tope de Naricual a

15,9 Lpc/pies, en la siguiente sección en el tope de Carapita inicia con 17,6 y

alcanza el valor de 18,5 Lpc/pies para finalizar en Naricual disminuyendo a 17,7

Lpc/pies. Todos los pozos están identificados con el mismo color y en el

mismo carril para cada gráfica (Figura 37).

Page 121: TESIS.Presión de poros.

121

Figura N° 37. Perfil de Presión de Poro y Gradiente de Fractura del pozo TRV-4X.

Page 122: TESIS.Presión de poros.

122

5.3 Calibración con la información de pesos de lodo, LOT, MDT, DST, e Historia de Perforación, de los pozos con las curvas de Presión de Poro y Gradiente de Fractura estimados

Basados en la correlación estratigráfica de los pozos cercanos a la

Localización CX, se calibró la estimación de geopresiones, tomando en cuenta

que es la misma secuencia estratigráfica atravesada en los campos

tradicionales de la cuenca. Todos los valores de profundidad, están expresados

en TVD (profundidad vertical verdadera).

La presión de poro de cada pozo se calibró con los puntos MDT, y la

curva del lodo de perforación (de color verde oliva), en cambio cada gradiente

de fractura sé calibró con los puntos P.I.P. y L.O.T. Cada punto de calibración

está representado de color negro tanto los MDT, P.I.P, L.O.T. y los revestidores

donde están asentados de acuerdo a la litología de cada pozo y la curva de

densidad de lodo muestra donde fue necesario realizar el cambio de lodo y

después de cada asentamiento de los revestidores.

Para el pozo SBC-130X, los cálculos de presión de poro y gradiente de

fractura calibraron con cada dato suministrado, esto hace referencia que los

cálculos se realizaron de manera adecuada (Figura) 38), pues los puntos MDT

están justo sobre la gráfica de presión de poro y la curva de densidad del lodo

está por encima de la presión, es decir, la perforación se realizó en

sobrebalance, manteniendo las paredes del pozo con las libras por galón

adecuadas de la densidad del lodo evitando problemas operacionales, pero sin

alcanzar la presión de fractura de la formación, esto se verifica con la curva del

gradiente de fractura ya que lo puntos de P.I.P. están por debajo de la presión

necesaria para fracturar la paredes del pozo y la curva de sobrecarga está por

encima del gradiente de fractura; es decir, todo esta en equilibrio.

Page 123: TESIS.Presión de poros.

123

Figura N° 38. Puntos de calibración P.I.P, M.D.T, Curva de lodo y Revestidores SBC-130X.

Page 124: TESIS.Presión de poros.

124

Para el pozo SBC-136, en la Figura 39 de igual manera se representa la

curva de lodo, los puntos P.I.P., M.D.T. y los revestidores representados con

los mismos colores para todos los pozos, la presión de poro se ajustó con la

curva de lodo y el gradiente de fractura está por encima de los puntos de

presión P.I.P, nótese que luego de asentar el revestidor de 9 5/8 de pulgadas a

17.650 pies, fue necesario aumentar la densidad del lodo a 15,42 Lpc/pies

porque la formación que proseguía era Carapita y es la zona de alta

presurización.

El gradiente de fractura se calibró con los puntos de las pruebas de

presión P.I.P. tomados a 7.437 pies y 17.657 pies de profundidad,

aproximadamente a 50 pies por debajo del último revestidor asentado, con los

valores similares a los estimados, para estimar la capacidad de esfuerzo que

resiste el hoyo antes de fracturarse el cual seria llamado punto L.O.T. (Leak Off

Test).

Page 125: TESIS.Presión de poros.

125

Figura N° 39. Puntos de calibración P.I.P, M.D.T, Curva de lodo y Revestidores SBC-136.

Page 126: TESIS.Presión de poros.

126

El pozo TRV-2X se calibró igual que el resto de los pozos, con los datos

aportados de la densidad del lodo con la cual se perforó el hoyo y sus pruebas

de presión tomadas como los M.D.T. y las P.I.P., en la Figura 40 se observa

que a partir del revestidor de 20 pulgadas la densidad del lodo incrementó entre

6.000 pies y 17.985 pies donde fueron asentado los revestidores de 13 3/8 de s

pulgada y 9 5/8 de pulgadas y allí fue necesaria una densidad de lodo muy alta

por el amplio espesor de Carapita, nótese que luego del revestidor de 9 5/8 de

pulgada decrece la densidad del lodo al igual que la presión de poro porque a

partir de allí comienza la formación Naricual, y la presión se Calibró con los

puntos M.D.T. y está por debajo de la densidad del lodo, que quiere decir que

el hoyo no se fracturó, y se perforó sobrebalance. De igual manera el gradiente

de fractura está por encima de los P.I.P y por debajo del gradiente de

Sobrecarga.

Figura N° 40. Puntos de calibración P.I.P, M.D.T, Curva de lodo y Revestidores

TRV-2X.

Page 127: TESIS.Presión de poros.

127

El pozo TRV-3 a partir de la profundidad de 2.045 pies igualmente se

incrementó la densidad del lodo porque la Formación Carapita es muy amplia

como se mostró en el pozo TRV-2X, así que la densidad promedio fue de 16

Lpc/pies hasta 17.800 pies, donde se asentó el revestidor de 9 5/8 de pulgadas

para cambiar la densidad del lodo para perforar la Formación Naricual, y la

curva de presión se calibró con los puntos M.D.T. y de las misma manera los

puntos P.I.P. están por debajo de la curva de gradiente de fractura, permitiendo

calibrar el Gradiente (Figura 41).

Figura N° 41. Puntos de calibración P.I.P, M.D.T, Curva de lodo y Revestidores

TRV-3.

Page 128: TESIS.Presión de poros.

128

Finalmente el pozo TRV-4X, calibró la presión de poro con la densidad del

lodo y los puntos M.D.T., en la (Figura 42), se observa un incremento de la

presión de poro a 8.000 pies y otro a 17.000 pies, y por supuesto un aumento

de la densidad del lodo, esto se debe a que a esa profundidad se encuentra la

Formación Carapita en esas dos ocasiones, y el cálculo de la presión de poro

se ajustó a sus datos de calibración, así que la estimación fue bien realizada, el

punto importante en este pozo es la gráfica del gradiente de fractura, porque a

este pozo se tomó un punto de fractura L.O.T., así que el gradiente calculado

de 14,8 Lpc/pies pasa justo por esa fractura, esto quiere decir que el gradiente

estimado a esa profundidad de 2.039 pies se calibró con esa prueba de fondo

realizada directamente en la formación y por supuesto el punto P.I.P. sigue

estando por debajo del límite de fractura.

Page 129: TESIS.Presión de poros.

129

Figura N° 42. Puntos de calibración P.I.P, M.D.T, Curva de lodo y Revestidores

TRV-4X.

Page 130: TESIS.Presión de poros.

130

5.4 Comparación de los valores de presión obtenidos a través de la data Sísmica y los Registros de pozos

Si se observan las (figuras 43, 44, 45, 46 y 47) muestran en el primer carril

en color negro las velocidades interválicas que se tomaron como referencia

para realizar los cálculos de presión de poro, gradiente de fractura y

sobrecarga, y en el segundo carril se encuentran graficados los cálculos de

presión poro, en color rojo, gradiente de fractura en color azul y sobrecarga de

color verde oliva, sólo con detallar todos los resultados arrojados con

velocidades interválicas de todos los pozos, se discute que las velocidades

suministradas no son las apropiadas para realizar éstas estimaciones, por lo

que se recomienda procesar de manera adecuada por un especialista en la

materia.

Figura N° 43. Gráfica de cálculo de Presión de Poro, Gradiente de Fractura y

Sobrecarga con datos Sísmicos para el pozo SBC-130X.

Page 131: TESIS.Presión de poros.

131

Figura N° 44. Gráfica de cálculo de Presión de Poro, Gradiente de Fractura y

Sobrecarga con datos Sísmicos para el pozo SBC-136.

Page 132: TESIS.Presión de poros.

132

Figura N° 45. Gráfica de cálculo de Presión de Poro, Gradiente de Fractura y

Sobrecarga con datos Sísmicos para el pozo TRV-2X.

Page 133: TESIS.Presión de poros.

133

Figura N° 46. Gráfica de cálculo de Presión de Poro, Gradiente de Fractura y

Sobrecarga con datos Sísmicos para el pozo TRV-3.

Page 134: TESIS.Presión de poros.

134

Figura N° 47. Gráfica de cálculo de Presión de Poro, Gradiente de Fractura y

Sobrecarga con datos Sísmicos para el pozo TRV-4X.

Page 135: TESIS.Presión de poros.

135

5.5 Estimación del perfil de Presión de Poro y Gradiente de Fractura para la localización Exploratoria Travi Este CX

La estimación realizada con la referencia del pozo SBC-130X arrojó para

localización Travi Este CX un valor máximo de 15,6 Lpc/pies de presión de

poro y a partir de la profundidad de 1.243 pies una presión de poro mínimo de

8,33 Lpc/pies, es teóricamente cierto puesto que los primeros pies de

perforación independientemente de la formación que perfore siguen

manteniendo un comportamiento de presión normal, con una tendencia del

Trend de compactación normal y poco efecto de sobrecarga.

Y el gradiente de fractura arrojado fue de 10,5 Lpc/pies como mínimo, y el

máximo valor alcanzado fue de 18,3 Lpc/pies, por supuesto los valores

máximos estimados se presentaron en el tramo de la Formación Carapita,

(Figura 40), con la presión de poro representada de color rojo, el gradiente de

fractura con el color azul, y a la derecha la litología que se espera perforar en la

localización exploratoria Travi Este CX y a la izquierda se muestra la litología

que perforó el pozo SBC-130X.

Page 136: TESIS.Presión de poros.

136

Figura N° 48. Estimación de la Presión de Poro y Gradiente de Fractura para la

localización Travi Este CX a partir de la litología del pozo SBC-130X.

Page 137: TESIS.Presión de poros.

137

En la Figura 49 se muestra nuevamente la litología estimada de Travi

Este CX en el primer carril y la presión de poro estimada representada por el

color rojo y el gradiente de fractura de color azul, y en el segundo carril se

encuentra la litología del pozo TRV-4X con la que se realizó el Top Table para

los cálculos de CX. Arrojando un valor de presión de poro máxima de 12,5

Lpc/pies reflejado en la Formación Carapita y la mínima Presión fue de 8,33

Lpc/pies en los primeros 1.800 pies de perforación, y los gradientes de fractura

fueron 19 Lpc/pies y 14,2 Lpc/pies como valores máximo y mínimo

respectivamente.

Figura N° 49. Estimación de la Presión de Poro y Gradiente de Fractura para la

localización Travi Este CX a partir de la litología del pozo TRV-4X.

Page 138: TESIS.Presión de poros.

138

Figura N°50. Sección geológica Sur-Oeste, Nor-Este del campo Travi

Page 139: TESIS.Presión de poros.

139

Figura N° 51.Sección geológica Nor-Oeste, Sur-Este del campo Santa Barbara

Page 140: TESIS.Presión de poros.

140

CONCLUSIONES

1. La estimación del perfil de presión de poros y gradiente de fractura para

la localización exploratoria Travi Este CX a partir de las velocidades

interválicas obtenidas de la data sísmica, no fue posible producto de la

calidad de la misma.

2. El mecanismo de la sobrepresurización de la Formación Carapita se

observó tanto en la sección aloctona como la seccion autoctona, pero

con mayor magnitud en el bloque autoctono.

3. En todos los pozos analizados, hacia la base de la formación Carapita,

cercano al tope de la formación Naricual se observó una zona de

regresión de presión.

4. El Método de Bower´s arrojó mejores resultados para la estimación del

perfil de Presión de Poros y Gradiente de Fractura.

5. A través de los análisis realizados se evidenció una zona de

presurización en la sección lutitica correspondiente a la formación

Carapita, mostrando mayor magnitud hacia la base de la misma.

6. La herramienta Drill Works Predict, permitió realizar la estimación del

perfil de Presión de Poros y Gradiente de Fractura a partir de registros

de manera facil y precisa, la cual se corroboró con la calibración de los

datos existentes.

Page 141: TESIS.Presión de poros.

141

RECOMENDACIONES

• De acuerdo a las Velocidades Interválicas obtenidas a partir de la Sísmica

se debería realizar un refinado o suavizado de las ondas para realizar de

manera correcta la estimación de las presiones de poros con menor

incertidumbre.

 

• A los datos de las velocidades interválicas se les tendría que realizar un

RMS (Root Mean Square) con el método de Dix y luego realizar una

calibración con un Checkshot graficando T-Z; es decir, Velocidad &

profundidad.

 

• Los datos sísmicos tendrían que ser tomados con un In-Line (Línea) y un

Cross-Line (traza) en un rango más reducido en las escalas del mapa y más

aproximados a los pozos.

• Iniciar un proyecto con una tesis de grado para realizar el procesamiento de

los datos sísmicos para estimaciones de Presiones de Poros y su respectiva

calibración con los Checkshot existentes.

• Para obtener mayor información se debería definir una mejor ventana de

perforación con respecto al peso del lodo.

• Realizar una caracterización geomecánica de la Formación Carapita.

• Es de suma importancia que se verifique el masterlog antes de trazar la

línea de lutita, porque los pozos no presentan formaciones lutíticas limpias;

es decir, contienen intercalaciones de arenas y esto puede ocasionar una

mala toma de la línea de lutita.

• Usar la herramienta Predict para la estimación de la Presión de Poro y

Gradiente de Fractura durante la perforación con el uso del Exponente Dxc.

Page 142: TESIS.Presión de poros.

142

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Page 145: TESIS.Presión de poros.

145

METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO:

TÍTULO

“Estimación del perfil de Presión de Poro y Gradiente de Fractura para la Localización Exploratoria Travi Este CX a partir de Data Sísmica y Registros de Pozos Vecinos”

SUBTÍTULO

AUTOR (ES):

APELLIDOS Y NOMBRES

CÓDIGO CULAC / E MAIL

Jezika Del A. Villegas Peda

CVLAC: 17.359.646

E MAIL: [email protected]

CVLAC:

E MAIL:

CVLAC:

E MAIL:

CVLAC:

E MAIL:

PALÁBRAS O FRASES CLAVES:

Trend de Compactación

Gradiente de Sobrecarga

Presión de Poros

Gradiente de Fractura

Sobre Presiones

Litología

Page 146: TESIS.Presión de poros.

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METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO:

ÀREA SUBÀREA

Departamento de Petróleo

Ingeniería y Ciencias Aplicadas

RESUMEN (ABSTRACT):

La magnitud de la presión de poro y el gradiente de fractura puede

calcularse antes de la perforación con información obtenida de los datos

sísmicos y pozos vecinos, durante la perforación con los parámetros de la

perforación y después de la perforación con la data de los perfiles eléctricos de

los pozos. El objetivo de este estudio fue la predicción de la presión de poros y

el gradiente de fractura para la localización exploratoria Travi Este-CX, ubicado

en el campo Travi al Norte del estado Monagas; usando el programa de

computación Drillwoks Predict versión 10.5, primero con la información de los

pozos vecinos, con la que se logró definir la presión de poro y el gradiente de

fractura para cada pozo, y de igual manera se realizó la estimación de la

geopresión y el gradiente de fractura con las velocidades interválicas obtenidas

de los datos sísmica pero con éstas no se logró estimar de manera efectiva la

magnitud de la presión de poro y gradiente de fractura para localización

exploratoria Travi Este-CX, debido a la poca calidad del procesamiento de los

datos sísmica necesaria para realizar las estimaciones.

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METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO:

CONTRIBUIDORES:

APELLIDOS Y

NOMBRES

ROL / CÓDIGO CVLAC / E_MAIL

ROL CA AS X TU JU

CVLAC: 11.825.025

E_MAIL [email protected]

Aura Vilela

E_MAIL

ROL CA AS X TU JU

CVLAC: 11.179.900

E_MAIL [email protected]

Luz Rojas

E_MAIL [email protected]

ROL CA AS TU X JU

CVLAC: 9.272.777

E_MAIL [email protected]

Felix Acosta

E_MAIL

ROL CA AS TU X JU

CVLAC: 12.288.427

E_MAIL [email protected]

Luis Castro

E_MAIL

FECHA DE DISCUSIÓN Y APROBACIÓN:

2010

AÑO

07

MES

08

DÍA

LENGUAJE. SPA

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METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO:

ARCHIVO (S):

NOMBRE DE ARCHIVO TIPO MIME

TESIS. Presión de poros Application/msword

CARACTERES EN LOS NOMBRES DE LOS ARCHIVOS: A B C D E F G H I J

K L M N O P Q R S T U V W X Y Z. a b c d e f g h i j k l m n o p q r s t u v w

x y z. 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9.

ALCANCE

ESPACIAL: Dpto. Operaciones Geológicas/PDVSA (Guaraguao)

(OPCIONAL

TEMPORAL: seis meses

TÍTULO O GRADO ASOCIADO CON EL TRABAJO

Ingeniero de Petróleo

NIVEL ASOCIADO CON EL TRABAJO:

Pregrado

ÁREA DE ESTUDIO:

Departamento de Petróleo

INSTITUCIÓN:

Universidad de Oriente/ Núcleo de Anzoátegui

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METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO:

DERECHOS

Según el artículo 41 del Reglamento de Trabajo de Grado:

“ Los Trabajos de Grado son de exclusiva propiedad de la Universidad y

sólo podrán ser utilizados a otros fines con el consentimiento del Consejo de

Núcleo respectivo quien le participará al Consejo Universitario”.

Villegas P. Jezika del A.

AUTOR AUTOR AUTOR

Rojas. Luz Marina Acosta. Felix. Castro. Luis.

TUTOR JURADO JURADO

Acosta. Felix. POR LA SUBCOMISION DE TESIS