01 pemex presion de poro.pdf

Guía para la
Predicción de Geopresiones
(Presiones de sobrecarga, poro y fractura)
CONTENIDO
1. Objetivo
2. Introducción
3. Conceptos generales
4. Metodología práctica para el cálculo de las presiones de sobrecarga, poro y fractura
4.1. Determinar la presión de sobrecarga (S)
4.2. Definir los intervalos de lutitas limpias
4.3. Determinar la presión de poro (PP)
4.4. Determinar la presión de fractura (PFR)
4.5. Calibrar las predicciones de las presiones de poro y fractura
5. Recomendaciones
6. Nomenclatura
7. Referencias
En la presente guía se desarrolla una metodología práctica para calcular la presión de poro, la
presión de fractura y la presión de sobrecarga, conocidas como geopresiones. Esto nos
permitirá utilizar los programas de computo disponibles en UPMP para este fin, como el
PREDICT, con un buen criterio de análisis y consecuentemente mejorar el diseño y la
planeación de los pozos a perforar.

Guía de Diseño
2 Gerencia de Ingeniería
1. OBJETIVO
El objetivo de esta guía es implantar una
metodología para usar los programas de
cómputo con un buen criterio de análisis y,
de esta manera, predecir las presiones de
sobrecarga, poro y fractura con un alto
grado de exactitud.
Primero se presenta, en forma práctica y
sencilla, los principios físicos que dan origen
a las presiones de sobrecarga, poro y
fractura. Posteriormente, se presentan los
métodos de predicción más utilizados.
2. INTRODUCCIÓN
Problemas de flujo y descontrol, pegaduras
por presión diferencial, pérdidas de
circulación, colapsos de tuberías de
revestimiento y derrumbes de formación
suelen incrementar considerablemente el
costo de un pozo y el tiempo de perforación
del mismo. Estos problemas son causados
generalmente por una deficiente predicción
de las presiones de sobrecarga, poro y
fractura de las formaciones a perforar, y
cuyo conocimiento es básico para planear la
perforación. Consecuentemente, es
indispensable entender primero los
principios físicos que originan estas
presiones y, segundo, predecirlas con la
mayor exactitud posible.
3. CONCEPTOS GENERALES
Durante el proceso de depositación normal,
la presión de sobrecarga se incrementa
conforme los sedimentos se acumulan. El
incremento de la sobrecarga compacta los
sedimentos, resultando en un decremento
de la porosidad, como se ilustra en la Figura
1.
El proceso de compactación ocurre a
medida que el agua de formación es
expulsada del espacio poroso, y el esfuerzo
de sobrecarga soportado por dicha agua de
formación es transferido a la matriz de la
roca reduciendo la porosidad.
En áreas donde la permeabilidad de la
formación ha sido suficiente para permitir la
migración de fluidos causada por la
reducción de la porosidad, la presión de
poro es normal y se considera
aproximadamente igual a la presión
hidrostática ejercida por una columna de
agua de formación a la profundidad de
interés.
Las zonas de presión de poro anormales se
originaron durante el proceso de
depositación y compactación, formándose
una barrera impermeable que impidió la
liberación del agua de la formación por
debajo de esta barrera. Esta barrera
impermeable se formó debido a que el
proceso de sedimentación y compactación
ocurrió a un ritmo más rápido que el
movimiento ascendente del agua.
Consecuentemente, la porosidad de la
formación abajo de esta barrera
impermeable difiere de la tendencia normal
(Figura 1).
La presión de sobrecarga (S) es el peso
de la columna de roca más los fluidos
Figura 1. Proceso de sedimentación
y compactación.

Gerencia de Ingeniería 3
contenidos en el espacio poroso que
soporta una formación a una determinada
profundidad (Figura 2).
La presión de poro (pp) es la presión
natural, originada por los procesos
geológicos de depositación y compactación,
a la que se encuentran sometidos los fluidos
contenidos en los espacios porosos
(porosidad) de la formación (Figura 2).
El esfuerzo efectivo o de matriz (σσσσ) es el
esfuerzo generado por el contacto grano a
grano de la matriz de roca, el cual está en
función de la sobrecarga a la profundidad
de interés (Figura 2).
Las propiedades de la lutita medidas por los
registros geofísicos (tiempo de tránsito,
resistividad, densidad, temperatura y
presión), así como la velocidad sísmica,
están directamente relacionados con la
porosidad de la formación. Cuando estos
valores se grafican con respecto a la
profundidad (Figura 3), la sección de
presión normal sigue una tendencia lineal
conforme la porosidad de la formación
decrece con respecto a la profundidad. Una
desviación de esta tendencia normal es una
indicación de presión anormal. Esta
desviación de la tendencia normal es el
principio utilizado por los principales
métodos de predicción de presión de poro.
Todos los métodos de predicción de presión
de sobrecarga, poro y fractura están
basados en el principio de Terzaghi1
(Figura
4), el cual define que la presión de
sobrecarga S , es igual a la suma del
esfuerzo vertical efectivo σ más la presión
de poro pp definido como:
( )1σσσσ+= ppS
σ
S
pp
σ
S
pp
Figura 2. Presión de sobrecarga,
Presión de Poro y esfuerzo efectivo.
Compactación Normal (Acumulación Normal)
(µ seg/ft)
Sónico Densidad
(g/cc)
Resistividad
(g /cc)
(Ω m)
Formación
de agua
Porosidad
Formación
a Presión
Normal
Formación
a Presión
Anormal
Compactación Baja (Acumulación Rápida)
Compactación Normal (Acumulación Normal)
(µ seg/ft)
Sónico
(µ seg/ft)
Sónico Densidad
(g/cc)
Resistividad
(g /cc)
(Ω m)
Resistividad
(g /cc)
(Ω m)
Formación
de agua
Porosidad
Formación
a Presión
Normal
Formación
a Presión
Anormal
Formación
a Presión
Normal
Formación
a Presión
Anormal
Formación
a Presión
Normal
Formación
a Presión
Anormal
Formación
a Presión
Normal
Formación
a Presión
Anormal
Formación
a Presión
Normal
Formación
a Presión
Anormal
Formación
a Presión
Normal
Formación
a Presión
Anormal
Formación
a Presión
Normal
Formación
a Presión
Anormal
Formación
a Presión
Normal
Formación
a Presión
Anormal
Figura 3. Comportamiento de los
indicadores de presión vs profundidad.
1
pp σ
pp σ
Zona de
presión
normal
Zona de
presión
anormal
Zona de transición
Densidad equivalente (gr/cc)
Profundidad(m)
Spp =+σ
pp σ
pp σ
Zona de
presión
normal
Zona de
presión
anormal
Zona de transición
Densidad equivalente (gr/cc)
Profundidad(m)
Spp =+σ
Figura 4. Principio de Terzaghi
1

Guía de Diseño
En la literatura existe un gran número de
métodos para determinar las tres incógnitas
de la ecuación de Terzaghi1
. Sin embargo,
todos están basados en los mismos
principios, los cuales se resumen en la
siguiente metodología de cinco pasos, la
cual utiliza información sísmica para pozos
exploratorios e información de registros
geofísicos para pozos de desarrollo.
Cuando un pozo exploratorio está cerca de
pozos de desarrollo, los registros geofísicos
también se deben utilizar para calcular las
geopresiones de dicho pozo. Por otro lado,
si se cuenta con información sísmica en
pozos de desarrollo, ésta también debe
utilizarse para el cálculo de geopresiones en
dichos pozos.
4. METODOLOGÍA PRÁCTICA PARA EL
CÁLCULO DE LAS PRESIONES DE
SOBRECARGA, PORO Y FRACTURA
4.1Determinar la presión de sobrecarga (S).
4.2Definir los intervalos de lutitas limpias
(no aplica cuando únicamente se cuenta
con información sísmica).
4.3Determinar la presión de poro (pp).
4.4Determinar la presión de fractura (pFR).
4.5Calibrar las predicciones de las
presiones de poro y fractura.
4.1. Determinar la presión de sobrecarga
( )
( )2
10
1
1∑=
−−
=
n
n
iiFi DD
S
ρ
Donde Fiρ es la densidad promedio de la
formación (gr/cm3
) comprendida entre las
profundidades iD y 1−iD (m) (Figura 5). Fiρ
se determina en forma directa del registro
de densidad de pozos de correlación o con
la siguiente correlación empírica, si
únicamente se cuenta con el registro sónico
o información sísmica.
( )3*0701.0 25.0
VFi =ρ
Donde V es la velocidad del intervalo
(m/seg).
4.2. Definir los intervalos de lutitas
limpias
Todos los métodos para evaluar la presión
de poro emplean los valores de tiempo de
tránsito o de resistividad en las lutitas para
definir la tendencia normal de
compactación. Para esto, es fundamental
seleccionar los intervalos de lutitas limpias,
como se indica a continuación:
4.2.1. Línea base de lutitas
A partir de un registro de litología, como
rayos gamma (RG) o potencial espontáneo
(SP), trazar la línea base de lutitas limpias
seleccionando los valores máximos del
registro. Al trazar esta línea considerar los
valores máximos de resistividad y, en el
registro sónico, tomar en cuenta los valores
mínimos (Figura 6).
4.2.2. Selección de puntos de lutita
Para cada lectura en el registro RG o SP,
igual o mayor que la línea base de lutitas,
marcar la lectura de tiempo de tránsito o de
resistividad a la profundidad
correspondiente. De esta manera se
estarán seleccionando los puntos de lutita
en el (los) registro(s) a utilizar para el
iD
1−iD
1+iD
•
nD
Fiρρρρ
1+Fiρ
•
Fnρρρρ
iD
1−iD
1+iD
•
nD
Fiρρρρ
1+Fiρ
•
Fnρρρρ
Figura 5. Profundidades y densidades
de formaciones atravesadas durante la
perforación.

análisis de la tendencia normal de
compactación (Figura 7).
4.2.3. Unión de puntos de lutita
Con los puntos de lutita seleccionados, se
procede a unir éstos para definir el
comportamiento de la porosidad en el (los)
registro(s) utilizado(s). Precisamente, sobre
la línea que une los puntos de lutita se
trazará la tendencia normal de
compactación para el cálculo de la presión
de poro (Figura 8).
4.3. Determinar la presión de poro
En un estudio del estado del arte de los
métodos de predicción de presión de poro2
se identificaron 15 métodos. Sin embargo,
los mejores y más usados por la industria
petrolera3
son: el método de Hottman y
Johnson4
, el método de Foster y Whalen5
o
profundidad equivalente, el método de
Eaton3,6
y el método del exponente dc7
. A
diferencia de los otros métodos, estos
cuatro métodos son sencillos y utilizan
información convencional y de fácil acceso.
4.3.1 Método de Hottman y Johnson4
(H&J)
Usando valores de tiempo de tránsito o
resistividad y presiones de formación reales
medidas en formaciones del Mioceno y
Oligoceno de las costas de Texas y
Louisiana, H&J desarrollaron dos
correlaciones empíricas para la
determinación de la presión de poro, como
se indica a continuación.
4.3.1.1. A partir de la unión de las lecturas
de puntos de lutitas limpias (ínciso 2.3),
graficar profundidad vs. tiempo de tránsito o
resistividad de lutitas limpias (línea azul en
Figura 9).
GR
Líneas base
de lutitas
Defiinir los Intervalos de Lutitas limpiasDefiinir los Intervalos de Lutitas limpias
Resistividad
Tiempo de
Tránsito
GR
Líneas base
de lutitas
Resistividad
Tiempo de
Tránsito
Figura 6. Linea base de lutitas.
GR
Líneas base
de lutitas
Definir los Intervalos de Lutitas limpiasDefinir los Intervalos de Lutitas limpias
Unión de
puntos de
lutita en
Resistividad
Unión de
puntos de
lutita en
Tiempo de
Tránsito
GR
Líneas base
de lutitas
Definir los Intervalos de Lutitas limpiasDefinir los Intervalos de Lutitas limpias
Unión de
puntos de
lutita en
Resistividad
Unión de
puntos de
lutita en
Tiempo de
Tránsito
Figura 8. Unión de puntos de lutitas.
GR
Lecturas de
Tiempo de
Tránsito
para cada
punto de
lutita
Líneas base
de lutitas
Lecturas de
Resistividad
para cada
punto de
lutita
GR
Lecturas de
Tiempo de
Tránsito
para cada
punto de
lutita
Líneas base
de lutitas
Lecturas de
Resistividad
para cada
punto de
lutita
Figura 7. Selección de puntos de lutitas.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
50 100 150 200
Tiempo detránsito de lutitas (µs/ft)
tlutlun
Profundidad[m]
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
50 100 150 200
Tiempo detránsito de lutitas (µs/ft)
tlutlun tlutlun
Profundidad[m]
Figura 9. Tendencia real vs. tendencia

Guía de Diseño
4.3.1.2. Trazar la línea de tendencia normal
y extrapolarla hasta la profundidad total
(línea verde en Figura 9).
4.3.1.3. A la profundidad de interés, leer los
valores de tiempo de tránsito o resistividad
de la tendencia normal y de la curva
graficada con los valores del registro.
4.3.1.4. Se calcula la diferencia de lecturas
de tiempo de tránsito (tlu-tlun) o la relación de
resistividades (Ron/Ro)lu entre los valores
reales del registro y los valores leídos de la
línea de tendencia normal extrapolada.
4.3.1.5. Con el valor obtenido en el punto
4.3.1.4, se entra a la correlación de H&J
(Figura 10 ú 11) y se determina el gradiente
de presión de poro.
Figura 10. Correlación de H&J
para tiempo de tránsito de lutitas.
Figura 11. Correlación de H&J
para resistividad de lutitas.
4.3.1.6. Finalmente, el gradiente de presión
de poro obtenido en el punto 4.3.1.5 se
multiplica por la profundidad para obtener la
presión de poro buscada.
Mathews & Kelly8
y Fertl9
desarrollaron
correlaciones similares usando un mayor
número de datos de otras áreas geológicas,
utilizando el mismo principio de H&J.
4.3.2. Método de Foster y Whalen5
o de
profundidad equivalente.
Este método está basado en el principio que
establece que formaciones con el mismo
valor de la propiedad dependiente de la
porosidad (tiempo de tránsito, resistividad,
densidad, etc.) se encuentran bajo el mismo
esfuerzo efectivo σ . El método se explica a
continuación.
de puntos de lutitas limpias, graficar
profundidad vs. tiempo de tránsito o
resistividad de lutitas limpias (línea azul en
Figura 12).
Figura 12. Tendencia real vs. tendencia normal.
4.3.2.3. A la profundidad de interés D, leer
el valor extrapolado tlun y observados tlu.
Posteriormente, de la lectura observada
trazar una línea vertical hacia arriba hasta
0.1
0.12
0.14
0.16
0.18
0.2
0.22
0.24
0 10 20 30 40 50 60 70
lutitas (tlu-tlun ) (µs/ft)
GradientedePresióndePoro[kg/cm2/m]
Diferencia en tiempo de tránsito de
0.1
0.12
0.14
0.16
0.18
0.2
0.22
0.24
0 10 20 30 40 50 60 70
lutitas (tlu-tlun ) (µs/ft)
Diferencia en tiempo de tránsito de
0.1
0.12
0.14
0.16
0.18
0.2
0.22
1 2 3 4 5
(Ron/Ro)lu
Relación de resistividad de lutitas
0.1
0.12
0.14
0.16
0.18
0.2
0.22
1 2 3 4 5
(Ron/Ro)lu
Relación de resistividad de lutitas
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
50 100 150 200
Tiempo de transito de lutitas (µs/ft)
tlutlun
Profundidad[m]
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
50 100 150 200
Tiempo de transito de lutitas (µs/ft)
tlutlun
Profundidad[m]

interceptar la línea de tendencia normal y
leer la profundidad correspondiente Dn.
4.3.2.4. Se calcula el esfuerzo efectivo a la
profundidad Dn, el cual es igual al esfuerzo
efectivo a la profundidad de interés.
( ) ( ) ( ) ( ) ( )4DnpDnDnD pS −== σσσσσσσσ
( ) ( )5
10
* nFF
Dnp
D
p
ρρρρ
=∴
Donde FFρ es la densidad del fluido de
formación en la zona de presión de poro
normal, que se considera aproximadamente
igual a 1.03 gr/cm3
, cuando no se tiene
información de la densidad del agua de
formación de pozos de correlación.
4.3.2.5. Finalmente se calcula la presión de
poro a la profundidad de interés.
( ) ( ) ( ) ( )6DDDp Sp σσσσ−=
4.3.3. Método de Eaton3,6
Al igual que el método de H&J4
, el método
de Eaton3,6
está basado en el principio que
establece que la tendencia normal de
compactación es alterada en la zona de
presión anormal. Eaton utilizó una gran
cantidad de datos de registros geofísicos y
mediciones de presiones de poro de
diferentes áreas geológicas para desarrollar
una serie de ecuaciones, las cuales
relacionan directamente la presión de poro
con la magnitud de desviación entre los
valores observados y los obtenidos de la
tendencia normal extrapolada. El método se
explica a continuación.
de puntos de lutitas limpias, graficar
profundidad vs. tiempo de tránsito o
resistividad de lutitas “limpias” (línea azul
Figura 12).
los valores de tiempo de tránsito de la
tendencia normal tlun y de la tendencia
observada tlu y la profundidad equivalente al
mismo valor del tiempo de tránsito
observado Dn.
4.3.3.4. Calcular la presión de poro a la
profundidad de interés D, según el registro
que se tenga, con las siguientes
ecuaciones:
Sónico
( ) ( ) ( ) ( )( ) ( )7*
0.3






−−=
lu
lun
DnpDDDp
t
t
pSSp
Resistivo
( ) ( ) ( ) ( )( ) ( )8*
2.1






−−=
on
o
DnpDDDp
R
R
pSSp
Conductivo
( ) ( ) ( ) ( )( ) ( )9*
2.1






−−=
o
on
DnpDDDp
C
C
pSSp
Aun cuando el método de Eaton esta
basado en datos de áreas geológicas
diferentes a las perforadas en México, es el
más preciso y sencillo de utilizar.
4.3.4. Método del exponente dc7
Jorden y Shirley7
propusieron usar el
modelo de Bingham10
para normalizar el
ritmo de penetración R considerando los
efectos ocasionados por cambio del peso
sobre barrena W, de las revoluciones por
minuto de la rotaria N y del diámetro de la
barrena db a través del cálculo del
exponente dc, definido como:
( )10
454
12
log
29.18
log












=
bd
W
N
R
dc

Guía de Diseño
Donde R esta en m/h, N en RPM, W en
toneladas y db en pulgadas.
Para corregir el exponente dc por cambios
de densidad de lodo, Rehm y McClendon11
propusieron la siguiente ecuación:
( )11mod
lodo
FF
dcdc
ρρρρ
ρρρρ
=
Donde lodoρ es la densidad equivalente de
circulación durante la perforación y FFρ es
la densidad del fluido de formación.
Basado en el principio que establece que la
tendencia normal de compactación es
alterada en la zona de presión anormal, el
método del exponente dc consiste en lo
siguiente:
4.3.4.1. Calcular el exponente dc y el
exponente modificado dcmod durante la
perforación de lutitas. Los datos de
perforación obtenidos en formaciones que
no sean lutitas deben eliminarse.
4.3.4.2. Graficar profundidad vs. exponente
dcmod (Figura 13).
Figura 13. Profundidad vs exponente dcmod.
los valores del exponente dcmod, y en la
tendencia normal dcmodn. Además, para el
valor de dcmod, leer la profundidad
equivalente, en la zona de presión normal
Dn.
4.3.4.5. Finalmente, calcular la presión de
poro a la profundidad de interés D, usando
la fórmula de Eaton3,6
.
( ) ( ) ( ) ( )( ) ( )12*
2.1
mod
mod






−−=
n
DnpDDDp
dc
dc
pSSp
4.4. Determinar la presión de fractura 3,6
La presión necesaria para vencer la presión
de formación y la resistencia de la roca se
denomina presión de fractura. Para
determinar esta presión se propone emplear
el método de Eaton, tal y como se plantea a
continuación.
4.4.1. Método de Eaton
La ecuación de Eaton para el cálculo de la
presión de fractura (pFR) está en función de
la presión de poro (pp) y de la sobrecarga
(S), previamente calculadas, así como de la
relación de Poisson (ν ).
( ) ( ) ( ) ( )[ ] ( )13
1
DpDDpDFR pSpp −





−
+=
νννν
νννν
4.4.1.1. Calcular la relación de Poisson. La
relación de Poisson es un propiedad
mecánica de la formación que relaciona la
deformación lateral de la roca con respecto
a su deformación axial, cuando está
sometida a un esfuerzo. Para calcularla,
tenemos dos opciones:
a) A partir del registro sónico dipolar de
pozos de correlación.
( )14
1
5.0
2
2
−











=
tc
ts
tc
ts
νννν
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
0 0.5 1 1.5 2
Expo ne nte dc mo d
dcmodndcmod
D
Dn
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
0 0.5 1 1.5 2
Expo ne nte dc mo d
dcmodndcmod
D
Dn

donde :
ts , tiempo de tránsito de corte
(microseg/pie)
tc , tiempo de tránsito compresional
(microseg/pie)
b) A partir del nomograma de Eaton, el cual
se expresa en la siguiente ecuación para
cada profundidad de interés.
( ) ( )150673.0ln*0645.0 −= Dνννν
Finalmente, se sustituye en la ecuación (13)
y se obtiene la presión de fractura.
Otra opción es obtener la relación de
Poisson a partir de ensayos mecánicos de
laboratorio a muestras de núcleos, con la
consideración de que esta medición es
puntual y referida a la profundidad a la cual
se obtuvo la muestra.
4.5. Calibrar las predicciones de las
presiones de poro y fractura
Para completar el proceso de evaluación de
geopresiones, es necesario calibrar la
predicción de los perfiles de poro y de
fractura con datos reales, obtenidos durante
la perforación y terminación del pozo que se
está analizando; de tal manera que se
pueda realizar un análisis comparativo con
los datos programados y así obtener las
geopresiones definitivas para el pozo.
4.5.1. Calibración de la presión de poro
Para la calibración de la presión de poro, se
pueden utilizar los siguientes parámetros:
4.5.1.1. Calibración con datos de pruebas
de formación. comparar los valores, en
gradiente, de pruebas de formación, como
RFT (repeat formation test), MDT (modular
formation dynamics test) o DST (drill stem
test), con el gradiente de presión de
formación, a las respectivas profundidades
y, en caso de que exista una desviación, se
ajusta la tendencia normal de
compactación, de tal manera que el perfil de
la presión de poro se ajuste a estos valores
(Figura 14). Es necesario tomar en cuenta
otros parámetros de calibración, como
gasificaciones, densidad del lodo, flujos o
brotes.
4.5.1.2. Calibración con la densidad del
lodo. Comparar la densidad del lodo
utilizada durante la perforación, con el
gradiente de presión de formación y, en
caso de que estos perfiles se intercepten,
se ajusta la tendencia normal de
compactación, como se muestra en la
Figura 14. De igual manera, será necesario
tomar en cuenta otros parámetros, como
gasificaciones, pruebas de formación, flujos
o brotes.
Figura 14. Calibración de la presión de poro
4.5.1.3. Calibración con evidencias durante
la perforación. Comparar el valor en
gradiente de presión de las evidencias,
como gasificaciones, flujos o brotes, con el
gradiente de presión de formación a las
respectivas profundidades y, en caso de
que exista una desviación, se ajusta la
tendencia normal de compactación, de tal
manera que el perfil de la presión de poro
se ajuste a estos valores (Figura 14).
También en este caso es necesario tomar
en cuenta otros parámetros, como
gasificaciones, densidad del lodo, flujos o
brotes.
4.5.2. Calibración de la presión de
fractura
En este caso deberá obtenerse la
información de los siguientes parámetros:
4.5.2.1. Calibración con datos de pruebas
de goteo (leak off test) o minifracs. Esta es
una práctica de campo empleada para
GR
Ajuste deAjuste de
TendenciaTendencia
NormalNormal
Líneas base
de lutitas
Calibración de Presión de PoroCalibración de Presión de Poro
CalibraciónCalibración
en Presiónen Presión
de Porode Poro
Presión de
Fractura
Pruebas
de
Formación
TR’sDensidad
de Lodo
Real
GR
Ajuste deAjuste de
TendenciaTendencia
NormalNormal
Líneas base
de lutitas
Calibración de Presión de PoroCalibración de Presión de Poro
CalibraciónCalibración
en Presiónen Presión
de Porode Poro
Presión de
Fractura
Pruebas
de
Formación
TR’sDensidad
de Lodo
Real

Guía de Diseño
evaluar la cementación primaria de una
tubería de revestimiento y para estimar el
gradiente de la presión de fractura. En una
prueba de goteo se considera que la
presión, donde las fracturas comienzan a
abrirse e inician a tomar fluidos, es una
aproximación del gradiente de fractura, a la
respectiva profundidad (Figura 15).
Figura 15. Prueba de goteo (LOT)
Para la calibración se comparan los valores
en gradiente de pruebas de goteo (LOT) o
minifracs, con el gradiente de presión de
fractura, a las respectivas profundidades y,
en caso de que exista una desviación, se
la presión de fractura se ajuste a estos
valores (Figura 16). Es necesario tomar en
cuenta los otros parámetros, como las
pérdidas de circulación, en caso de
presentarse.
4.5.2.2. Calibración con evidencias durante
la perforación. Cuando se ubica la
profundidad de una perdida de circulación y
se establece la densidad del fluido con la
cual se presentó ésta, es posible asumir
que esta densidad representa un valor
cercano al gradiente de fractura para esa
profundidad. En caso de que la perdida de
circulación sea inducida, no deberá
considerarse como evidencia para
calibración del gradiente.
En este caso, se compara el valor en
gradiente de presión de la(s) pérdida(s) de
circulación, con el gradiente de presión de
fractura a las respectivas profundidades y,
en caso de que exista una desviación, se
la presión de fractura se ajuste a estos
valores. Es necesario tomar en cuenta los
parámetros anteriores, como pruebas de
LOT o minifracs.
5. RECOMENDACIONES
A continuación se enuncian algunas
recomendaciones sobre el empleo de esta
guía:
o Los métodos descritos en esta guía no
son aplicables a formaciones densas y
compactas, tales como formaciones
calcáreas constituidas por calizas,
anhidritas y/o dolomitas, ya que la
presión de poro está influenciada por
las propiedades que dependen de la
compactación de las lutitas.
o Esta guía se puede aplicar para la
predicción de geopresiones, tanto para
pozos de desarrollo como para pozos
exploratorios.
o Sí se aplica el método de Eaton, para el
cálculo de la presión de poro, se
recomienda caracterizar el exponente
de la ecuación de Eaton para cada
campo, una vez que se cuente con
suficiente información.
Presión de
Goteo (LOT)
Fin del bombeo
Presión inicial de cierre
Esfuerzo Mínimo
Presión de
Goteo (LOT)
Fin del bombeo
Presión inicial de cierre
Esfuerzo Mínimo
GR
Ajuste deAjuste de
TendenciaTendencia
NormalNormal
Líneas base
de lutitas
Calibración de Presión de FracturaCalibración de Presión de Fractura
PresiónPresión
de Porode Poro
Calibración
Presión de
Fractura
Pruebas
LOT,
MiniFracs
TR’s
Pérdida de circulación
GR
Ajuste deAjuste de
TendenciaTendencia
NormalNormal
Líneas base
de lutitas
Calibración de Presión de FracturaCalibración de Presión de Fractura
PresiónPresión
de Porode Poro
Calibración
Presión de
Fractura
Pruebas
LOT,
MiniFracs
TR’s
Pérdida de circulación
Figura 16. Calibración de
la presión de fractura.

o Se recomienda emplear
preferentemente datos de tiempo de
tránsito, ya que se eliminan los
problemas originados por los cambios
de salinidad del agua de formación
empleando la información de
resistividad y/o conductividad de las
formaciones.
o La evaluación de geopresiones debe
realizarse antes, durante y después de
la perforación de un pozo.
6. NOMENCLATURA
oC = Conductividad medida en
lutitas limpias (1/Ohms-m)
onC = Conductividad en lutitas
limpias (tendencia normal)
(1/Ohms-m)
bd = Diámetro de la barrena (in)
D = Profundidad (m)
nD = Profundidad leída sobre la
tendencia normal (m)
N = Velocidad de la rotaria (RPM)
FRp = Presión de fractura (kg/cm2
)
pp = Presión de poro (kg/cm2
)
S = Presión de sobrecarga
(kg/cm2
)
R = Ritmo de penetración (m/hora)
oR = Resistividad medido en lutitas
limpias (Ohms-m)
onR = Resistividad en lutitas limpias
(tendencia normal) (Ohms-m)
lut = Tiempo de tránsito medida en
lutitas limpias ( piesµ )
lunt = Tiempo de tránsito en lutitas
limpias (tendencia normal)
( piesµ )
Ct = Tiempo de tránsito
compresional ( piesµ )
St = Tiempo de tránsito de corte
( piesµ )
V = Velocidad (m/seg)
W = Peso sobre barrena
(toneladas)
Letras griegas
ν = Relación de Poisson
(adimensional)
ρ = Densidad (gr/cm3
)
σ = Esfuerzo principal (kg/cm2
)
7. REFERENCIAS
1. Terzaghi, K., Theoretical Soil
Mechanics, John Wiley & Sons, Inc., New
York (1943).
2. Knowledge Systems, INC. Best
Practice Procedures for Predicting Pre-Drill
Geopressures in Deep Water Gulf of
Mexico. DEA Project 119-June 2001.
3. Yoshida, C., Ikeda, S., and Eaton, B.
A.: An Investigative Study of Recent
Technologies Used for Prediction,
Detection, and Evaluation of Abnormal
Formation Pressure and Fracture Pressure
in North and South America, IADC/SPE
36381, 1996.
4. Hottman, C.E., and Johnson, R.K.:
Estimation of Formation Pressure from Log-
Derived Shale Properties, Journal of
Petroleum Technology, August, 1965.
5. Foster, J.B. and H.E. Whalen.:
Estimation of Formation Pressures from
Electric Surveys-Offshore Louisiana”
Journal of Petroleum Technology, (2/66),
165-171.
6. Eaton, Ben A. Graphical Method
Predicts Geopressures Worwide. World Oil
(7/76), pp 100-104.
7. Jorden, J. R. and O. J. Shirley.:
Application of Drilling Performance Data to
Overpressure Detection. SPE 1407 (11/66),
pp. 1387-1394.
8. Matthews, W. R., and Kelly, J.: How
to Predict Formation Pressure and Fracture
Gradient, The Oil and Gas Journal, Feb.,
1967.
9. Fertl, W. H., Abnormal Formation
Pressure, Elsevier Scientific Publishing Co.,
New York, 1976, pp. 210.
10. Borel, W. J. and Lewis, R. L.: Ways
to Detect Abnormal Formation Pressure,

Guía de Diseño
Pet. Eng. (July-Nov. 1969); “Part 3 Surface
Shale Resistivity” (Oct. 1969) 82.
11. Rehm, W. A. and McClendon, M. T.:
Measurements of Formation Pressure From
Drilling Data, paper SPE 3601 presented at
the SPE annual Fall Meeting. New Orleans,
Oct. 3-6, 1971.

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