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Observación del cambio de las rocas: modelado mecánico del subsuelo

Anwar Husen Akbar AliCairo, Egipto

Tim BrownMarathonOklahoma City, Oklahoma, EUA

Roger DelgadoPluspetrolLima, Perú

Don LeeDick PlumbNikolay SmirnovHouston, Texas, EUA

Rob MarsdenAbu Dhabi, UAE

Erling Prado-VelardeAl-Khobar, Arabia Saudita

Lee RamseySugar Land, Texas

Dave SpoonerBP Aberdeen, Escocia

Terry StoneAbingdon, Inglaterra

Tim StoufferMarathonMoscú, Rusia

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Usman Ahmed, Karen Glaser y Eduard Siebrits,Sugar Land, Texas, EUA; Tom Bratton, Pat Hooyman yGemma Keaney, Houston, Texas; Jim Brown, BG Tunisia,Túnez, Tunicia; John Cook, Cambridge, Inglaterra; JuanPablo Cassenelli, Pluspetrol, Lima, Perú; Marcelo Frydman,Bogotá, Colombia; Alejandro Martín y Julio Palacio, Lima,Perú; Adrian Newton, Gatwick, Inglaterra; Bill Rau,ChevronTexaco, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA; y KenRussell y Kate Webb, Aberdeen, Escocia. Se agradece tam-bién a Pluspetrol, Hunt Oil, SK Corporation y Tecpetrol porsus contribuciones y por el material informativo del casoCamisea.APWD (Presión Anular Durante la Perforación), CMR(Resonancia Magnética Combinable), DrillMAP, DSI (herra-mienta de generación de Imágenes Sónica Dipolar),ECLIPSE, FMI (herramienta de generación de ImágenesMicroeléctricas de Cobertura Total),

FracCADE, MDT (Probador Modular de la Dinámica de laFormación), PowerDrive, PowerSTIM, RFT (Probador deFormación a Repetición), UBI (herramienta de generaciónde Imágenes Ultrasónicas de la Pared del Pozo) y USI(herramienta de generación de Imágenes Ultrasónicas) sonmarcas de Schlumberger.

En muchas de las actuales operaciones complejas de perforación, terminación y

explotación, la falta de comprensión de la geomecánica de un campo petrolero

representa un riesgo costoso. El desarrollo de un modelo mecánico del subsuelo

consistente puede mitigar ese riesgo y brindar beneficios a lo largo de toda la vida

productiva del campo.

La Tierra es un lugar sometido a esfuerzos. Laciencia de la geomecánica intenta comprender losesfuerzos presentes en el subsuelo, ya sea que seencuentren en una cuenca de subsidencia simpleo en la intersección de placas tectónicas en coli-sión. Un modelo básico podría ser suficiente en elprimer caso, pero los marcos tectónicos complejosy otras situaciones dificultosas que se plantean enla exploración y el desarrollo de hidrocarburosexigen herramientas y modelos geomecánicoscada vez más sofisticados.

Los esfuerzos que se ejercen sobre los sereshumanos producen cambios en su comporta-miento o en su personalidad. De un modo similar,los esfuerzos presentes en la Tierra a menudomodifican sus rasgos, creando a veces condicio-nes adecuadas para el entrampamiento de hidro-carburos. El diapirismo salino genera trampasdonde las formaciones porosas descansan sobrela sal impermeable; el desplazamiento de la saltambién forma campos de esfuerzos complejos.

Las placas tectónicas colisionan, elevando a lasformaciones para formar cordones montañosos, ytambién crean las condiciones para la acumula-ción de hidrocarburos. La rápida acumulación desedimentos en lugares tales como el Golfo deMéxico genera diferenciales de presión que pue-den dar lugar a flujos de agua somera y zonassobrepresionadas más profundas; situacionesrealmente peligrosas para las operaciones deperforación.1

La comprensión de los peligros generados porlos esfuerzos que se presentan en la Tierra esimportante para la seguridad y eficacia de la per-foración e impulsa el desarrollo de modelos geo-mecánicos. Los esfuerzos presentes en la Tierratambién inciden en otros aspectos de la evalua-ción y el desarrollo de yacimientos. La magnitud yorientación de los esfuerzos afectan la iniciacióny propagación de las fracturas. Las formacionesdébilmente consolidadas pueden derrumbarse enel interior del pozo debido a los esfuerzos com-

1. Alsos T, Eide A, Astratti D, Pickering S, Benabentos M,Dutta N, Mallick S, Schultz G, den Boer L, Livingstone M,Nickel M, Sønneland L, Schlaf J, Schoepfer P, SigismondiM, Soldo JC y Strønen LK: “Aplicaciones sísmicas a lolargo de la vida productiva del yacimiento,” OilfieldReview 14, no. 2 (Otoño de 2002): 54–71.Carré G, Pradié E, Christie A, Delabroy L, Greeson B,Watson G, Fett D, Piedras J, Jenkins R, Schmidt D,Kolstad E, Stimatz G y Taylor G: “Buenas expectativaspara los pozos en aguas profundas,” Oilfield Review 14,no. 4 (Primavera de 2003): 38–53.

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presivos producidos en la pared del pozo (ovaliza-ción por ruptura de la pared del pozo). La com-presibilidad de la formación puede ser unmecanismo de impulsión importante en yaci-mientos débiles; la subsidencia resultante puededañar las instalaciones de superficie y las líneasde conducción o reducir la distancia que mediaentre la parte inferior del piso de una plataformamarina y la cresta de las olas más altas, situaciónpotencialmente peligrosa.

Estos pocos ejemplos ilustran la necesidad dedisponer de una imagen coherente de los esfuer-zos presentes en el subsuelo. Lamentablemente,los datos obtenidos dentro de un área geográficaa veces son escasos y en ocasiones pueden pare-cer contradictorios. Por otra parte, las condicio-nes de los esfuerzos presentes en un pozodeterminado pueden diferir considerablementede las condiciones existentes en los pozos veci-nos. Los especialistas deben poder ajustar elmodelo de esfuerzos para que se adapte a unalocalización específica.

Por más complejo que pueda ser el estado delos esfuerzos en cualquier punto en particular, laperforación de un pozo y la extracción de hidro-carburos aumentan la complejidad de esteestado. Las actividades de perforación y produc-ción alteran los esfuerzos locales, a veces en per-juicio de las actividades de explotación de

yacimientos. La perforación extrae material deuna formación, lo que modifica los esfuerzos pre-sentes en los pozos adyacentes. La perforaciónen condiciones de sobrebalance o bajo balance,respectivamente, aumenta o reduce la presión deporo de la formación. Estos cambios pueden difi-cultar o facilitar la perforación, según las condi-ciones locales y es importante saber conanticipación cuál es el resultado más probable.El aumento de la presión de un pozo puede alte-rar los esfuerzos locales al punto de triturar laroca. Esto puede ser bueno si se trata de unafractura hidráulica planificada o malo si generapérdida de fluido durante la perforación. La pro-ducción reduce la presión de poro, lo que puedeproducir reducción de la permeabilidad o com-pactación de la formación. Estos efectos del ago-tamiento podrían no ser reversibles aun cuandola presión de poro aumente como resultado de lainyección de agua o de gas.

Es posible predecir resultados positivos onegativos en forma más confiable si se conoce elestado de los esfuerzos. La vigilancia rutinariadel estado de los esfuerzos durante la perfora-ción resulta particularmente importante paraproporcionar una medida de las condicioneslocales más que de las condiciones en las adya-cencias. Por otra parte, a menudo existen defi-ciencias en los datos obtenidos antes de la

perforación que pueden ser obtenidas mediantela registración continua de las condiciones de losesfuerzos. Las mediciones de los esfuerzos entiempo real aportan información clave para miti-gar los riesgos de la perforación. Estos datos soningresados en un modelo mecánico del subsuelo(MEM, por sus siglas en inglés).

Según la implementación de Schlumberger,el MEM es una compilación lógica de informa-ción relevante acerca de los esfuerzos a que estásometido el subsuelo y las propiedades mecáni-cas de las rocas que conforman un área determi-nada, un medio para actualizar esa informaciónrápidamente y un plan de utilización de la infor-mación para las operaciones de perforación y elmanejo de yacimientos. Un MEM puede utilizardatos de entrada de los modelos geofísicos, geo-lógicos y de ingeniería de yacimientos pero no essimplemente un modelo puesto en una cuadrí-cula con atributos asignados a cada una de susceldas. El aspecto adicional crítico de un MEM esque provee una vista unificada de las propieda-des mecánicas de las rocas para un área deter-minada (arriba).

Este artículo describe la construcción y utili-zación de los modelos mecánicos del subsueloilustrados con ejemplos de Perú, el Mar delNorte, el Golfo de México, Rusia, Medio Oriente yTúnez.

Geología Estratigrafíamecánica

Resistencia elástica Esfuerzo terrestrey presión de poro

Módulo de Young, E, MPa

Relación dePoisson, ν

Ángulo de fricción, Φ, grados

Esfuerzo, MPaDirección de σh

UCS, MPa201 W N

10 700100

E0 2004000

σVσhσhPp

> Concepto del modelo mecánico del subsuelo (MEM, por sus siglas en inglés). El primer paso en la construcción de un MEM consiste en comprender lageología local y regional (izquierda). La estratigrafía mecánica detallada provee información sobre los tipos de facies y los mecanismos de deformaciónlocal (centro). De este estudio detallado se obtienen perfiles de parámetros elásticos y de resistencia de la roca, incluyendo la resistencia a la compresiónno confinada (UCS, por sus siglas en inglés) (derecha). Estos parámetros se utilizan para predecir la presión de poro, Pp, los esfuerzos horizontales mínimoy máximo, σh y σH, y el esfuerzo vertical, σV. La determinación de la dirección del esfuerzo horizontal también es importante para las operaciones de perfo-ración y terminación.

Planeación de la vida productiva de un campo petroleroLa geomecánica implica la predicción y el manejode la deformación de las rocas. Los episodios dedeformación de rocas no planificados le cuestan ala industria billones de dólares por año. El tiempoperdido por problemas de inestabilidad y la pér-dida de herramientas en el pozo se traducen encostos de perforación más elevados y demoras en laproducción. Si son graves, estos problemas puedenobligar a una compañía a perforar pozos de re-entrada o abandonar un pozo perforado. La falta decomprensión de las condiciones geomecánicaspuede generar terminaciones subóptimas y estimu-laciones infructuosas.

El desarrollo de la ciencia y la práctica de lageomecánica ha sido impulsado por una necesi-dad de la industria. La compactación de los yaci-mientos y la subsidencia de superficie han sidoseveras en ciertos yacimientos calcáreos del Mardel Norte, particularmente en el campo Ekofisk,donde Phillips—ahora ConocoPhillips—elevólas plataformas 6 m [19.7 pies] en 1987. La por-ción central del campo se había hundido otros 6m para 1994 y posteriormente debieron reempla-

zarse varias plataformas.2 Tanto el campoValhall—operado por Amoco, ahora BP—comoel campo Ekofisk, experimentaron problemas deinestabilidad de pozos durante la perforación y,posteriormente, durante la producción. A partirde 1982, algunas de las compañías involucradasen la explotación de los yacimientos calcáreosdel Mar del Norte se unieron con los ministeriospetroleros noruego y danés para estudiar la geo-mecánica de la creta en una serie de programasde Investigación Conjunta de la Creta.3

A comienzos de la década de 1990, BP debióenfrentar serios problemas de estabilidad depozos en el campo Cusiana, situado enColombia.4 Los métodos convencionales de reso-lución de problemas de inestabilidad de pozosresultaron ineficaces en este campo. Un equipode geocientíficos e ingenieros de múltiples com-pañías trabajó todo un año compilando informa-ción geomecánica suficiente para permitirlemejorar el desempeño de las operaciones de per-foración. La experiencia adquirida durante esteproyecto condujo a los especialistas deSchlumberger a desarrollar el concepto de unmodelo mecánico del subsuelo.5 Un MEM com-

prende datos petrofísicos y geomecánicos refe-rentes al estado de un yacimiento, su sobrecarga,y las capas límites adyacentes y, adicionalmente,provee un conocimiento unificado de esos datos.

Con el estudio del campo Cusiana, se origina-ron varios principios relacionados con el modelomecánico del subsuelo. Primero, todos los datosdisponibles deberían utilizarse para desarrollarel modelo geomecánico de un campo. La comple-jidad de cualquier análisis de datos debe serbalanceada en función de las restricciones detiempo existentes y el valor de la informaciónobtenida. Existen tres tipos de información clave:mecanismos de falla, estado de los esfuerzos ypropiedades mecánicas de las rocas. Por último,para la ejecución exitosa del programa de perfo-ración mediante la utilización de un MEM esnecesario contar con información en tiempo realpara actualizar el modelo, con un buen manejo dedatos y con excelentes comunicaciones.

En gran medida, el desarrollo de la geomecá-nica ha coincidido con el desarrollo de herra-mientas de adquisición de registros geofísicoscada vez más sofisticadas, tales como las deregistros sónicos y de generación de imágenes.Un MEM utiliza estos datos, correlaciones paraconvertir las respuestas de los registros geofísi-cos en propiedades mecánicas, datos de núcleosy recortes, e información obtenida de los infor-mes de perforación diarios y de otras fuentes(izquierda). El desafío consiste en tomar losdatos de todas estas fuentes, organizarlos dentrode un sistema de computación, y procesarlos einterpretarlos en forma oportuna para generarun resultado económico positivo.

Un MEM completo es más que la suma de losdatos que lo componen; es un conocimiento uni-ficado de todos los datos relevantes. Cuando lainformación es segmentada y conservada en con-juntos independientes—tales como problemasacontecidos durante la perforación de pozosvecinos en una categoría y resultados sísmicos enotra, con las presiones medidas durante la perfo-

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2. Andersen MA: Petroleum Research in North Sea Chalk.Stavanger, Noruega: RF–Rogaland Research (1995): 142

3. Andersen, referencia 2: 1.4. Last N, Plumb RA, Harkness R, Charlez P, Alsen J y

McLean M: “An Integrated Approach to ManagingWellbore Instability in the Cusiana Field, Colombia, SouthAmerica,” artículo de la SPE 30464, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, Texas, EUA, 22 al 25 de octubre de 1995.Addis T, Last N, Boulter D, Roca-Ramisa L y Plumb D:“The Quest for Borehole Stability in the Cusiana Field,Colombia,” Oilfield Review 5, no. 2/3 (Abril/Julio de 1993):33–43.

5. Plumb R, Edwards S, Pidcock G, Lee D y Stacey B: “TheMechanical Earth Model Concept and Its Application toHigh-Risk Well Construction Projects,” artículo de la SPE59128, presentado en la Conferencia de Perforación dela IADC/SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 23 al 25 defebrero de 2000.

Propiedad

Estratigrafía mecánica

Presión de poro (Pp)

Esfuerzo de sobrecarga (sv)

Esfuerzo horizontal mínimo (sh)

Esfuerzo horizontal máximo (sH)

Parámetros elásticos [módulo de Young (E), módulo de corte (G), relación de Poisson (n)]

Parámetros de resistencia de la roca [resistencia a la compresión no confinada (UCS), ángulo de fricción (F)]

Mecanismos de falla

Registros geofísicos fuente

Rayos gamma, densidad, resistividad, velocidad de ondas compresivas derivadas del registro sónico (Vp) (Vp)

Vp, levantamientos de tiros de prueba de velocidad, resistividad

Densidad volumétrica

Vp y velocidad de ondas de corte derivadas del registro sónico (Vs),herramienta de esfuerzo operada con cable

Imágenes de la pared del pozo

Vp y Vs, densidad volumétrica

Vp y Vs, densidad volumétrica, estratigrafía mecánica

Imagen de la pared del pozo, calibrador de brazos múltiples orientado

Otras fuentes

Recortes, derrumbes, estratigrafía secuencial

Velocidad de intervalo derivada de datos sísmicos, pruebas de integridad de la formación, informes de perforación diarios

Recortes

Dirección del esfuerzo Calibradores de brazos múltiples orientados, imágenes de la pared del pozo, anisotropía de velocidad orientada

Mapas estructurales,datos sísmicos 3D

Pp , pruebas de pérdida de fluido, pruebas de admisión extendidas, operaciones de microfracturamiento hidráulico, pruebas de inyección escalonadas, base de datos local o regional, informes de perforación diarios, modelado

Pp , sh, resistencia de la roca, base de datos, modelo de esfuerzos del pozo

Base de datos, pruebas de núcleos de laboratorio, derrumbes

Base de datos, pruebas de núcleos de laboratorio, derrumbes

Informes de perforación diarios, derrumbes

> Fuentes de información utilizadas para construir un MEM.

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ración en un tercer conjunto de datos—losmodelos pueden ser incoherentes o inclusoinconsistentes. Con un MEM unificado, se pue-den aplicar relaciones rigurosas en forma uni-forme, proporcionando acceso más fácil,visualización, actualización en tiempo real y unúnico punto para la discusión a medida queingresa información nueva desde el equipo deperforación o la plataforma de producción (véase“Componentes de un modelo mecánico del sub-suelo,” página 26).

El grado de detalle de un MEM varía entre uncampo y otro, según las necesidades operativas ylos riesgos. Puede tratarse de un conjunto unidi-mensional simple de perfiles de profundidad queindican parámetros elásticos o elastoplásticos,resistencia de la roca y esfuerzos presentes en elsubsuelo en el contexto de la sección estratigráficalocal. En un modelo desarrollado en forma másexhaustiva, se incluyen las variaciones lateralespara generar un marco geofísico tridimensional(3D) que incorpora una descripción 3D de las pro-piedades mecánicas.

Naturalmente, cualquier MEM creado antesde la perforación se basará en datos históricos ydatos de pozos vecinos, de modo que inevitable-mente contendrá incertidumbres y estará untanto desactualizado no bien la barrena tengacontacto con el terreno. La actualización delmodelo durante la perforación es vital para redu-cir las incertidumbres, lograr el control correctodel proceso de perforación y obtener resultadossuperiores en el ulterior desarrollo. Un MEMpuede actualizarse utilizando información reciénadquirida, incluyendo datos de registros geofísi-

cos y datos de mediciones adquiridos durante laperforación (LWD y MWD, por sus siglas en inglésrespectivamente).

Los problemas secundarios que se planteandurante la perforación pueden volverse costososen el momento de tomar decisiones rápidas,sobre la base de información insuficiente eincompleta. Con un MEM implementado, elequipo de trabajo puede anticipar los problemaspotenciales y controlar los datos de entrada paralograr consistencia con el modelo. Cuando sur-gen problemas, el equipo de trabajo puede tomardecisiones rápidas, bien fundamentadas, e impe-dir que episodios secundarios se conviertan enproblemas de importancia.

A veces, las condiciones de los esfuerzos indi-can que un pozo debería ser estable pero la expe-riencia de campo demuestra lo contrario. Enestos casos, un MEM proporciona pautas para laselección del fluido de perforación. Por ejemplo,si la inestabilidad se debe a la presencia de arci-llas expansibles, sensibles, tales como la esmec-tita, debería utilizarse un fluido de perforacióncompatible con este tipo de formación. Con fre-cuencia, la inestabilidad del pozo está relacio-nada con planos de debilidad, tales como planosde estratificación o pequeñas fracturas pre-exis-tentes de sólo centímetros, por lo que se reco-mienda la utilización de un fluido de perforacióncon baja pérdida de fluido, con aditivos obtura-dores de fisuras. En algunos campos del Golfo deMéxico, la ventana de presión segura es tanestrecha que la resistencia de gel del fluido deperforación debe ser reducida para evitar el frac-turamiento de una formación.

La inversión necesaria para el desarrollo deun MEM se puede amortizar varias veces durantela vida productiva de un campo petrolero (abajo,a la izquierda). La mayoría de los MEMs existen-tes hasta la fecha han sido desarrollados duranteun programa de perforación, pero eso está cam-biando ya que se están desarrollando más MEMspara programas de re-terminaciones de pozos.

Un MEM activamente actualizado constituyeuna herramienta vital para el manejo del campodurante toda su vida productiva, de modo que elmanejo de datos se convierte en un tema clave.Muchas veces, los operadores obtienen informa-ción para un objetivo, que puede resultar de uti-lidad para una mayor comprensión de su activo.Sin un modelo unitario coherente, los ingenierosquizás ignoren información importante que lacompañía ya posee o probablemente no estén altanto del valor potencial de la información conque cuentan. La construcción de un MEM es unpaso importante para la obtención de ese valor.

Schlumberger tiene grandes conocimientostécnicos en lo que respecta a la construcción yutilización de modelos terrestres mecánicos. Lacompañía provee servicios de expertos en geome-cánica en todo el mundo, y cuenta con centros enHouston, Texas, EUA; Gatwick y Cambridge,Inglaterra; Kuala Lumpur, Malasia; y Abu Dhabi,UAE. La nueva tecnología que está desarrollandoSchlumberger en Abingdon, Inglaterra, combinalos cálculos de esfuerzos 3D con el simulador deyacimientos ECLIPSE. Dentro de Schlumberger,una comunidad geomecánica organizada com-parte sus conocimientos a través de reuniones yboletines de noticias, asegurando que las mejoresprácticas se difundan rápidamente por toda lacompañía.

Auditoría de los datos de CamiseaEl primer paso en la construcción de un MEMconsiste en organizar la información disponible através de una auditoría de datos. Esto es más queuna tabulación de información cuantitativa ycualitativa; el equipo de auditoría procura com-prender los problemas potenciales de la perfora-ción de pozos futuros u otras actividades. Unequipo recolecta información relacionada nosólo con un yacimiento sino también con las for-maciones que se encuentran por encima, pordebajo, y al lado del mismo. Dicha informacióncomplementaria puede ser difícil de encontrar,porque muchos programas de adquisición dedatos se centran solamente en la adquisición deregistros geofísicos de formaciones productivas.

Exploración Delineación Desarrollo ExplotaciónRecuperación

asistida

Presión de poroYacimientos fracturadosEstabilidad del pozoEmplazamiento del pozoProfundidad de la tubería de revestimientoSelección de la barrena de perforaciónFluido de perforaciónCompactación y subsidenciaMétodo de terminaciónControl de la producción de arenaResiduos de perforaciónDiseño de tramos multilateralesPozos horizontalesEstimulación de yacimientosRecuperación asistidaDiagnóstico de fallas

> Valor del MEM para las actividades relacionadas con la vida productiva del campo. Las barras indi-can la utilidad de un MEM para la determinación de las propiedades indicadas o para la ejecución delas actividades indicadas, durante las diversas etapas de las actividades de campos petroleros. Continúa en página 28

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Schlumberger pasó varios años desarrollandoun proceso para construir un modelo mecáni-co del subsuelo (MEM, por sus siglas eninglés). Aunque los detalles varían según ladisponibilidad de datos y las necesidadescomerciales específicas para una situacióndada, la metodología se adecua a diversoscasos.

El primer paso del método consiste en acu-mular y auditar los datos disponibles. Toda lainformación relevante se combina en unencuadre coherente, el MEM, que permite lapredicción de las propiedades geomecánicas,tales como esfuerzos, presión de poro y resis-tencia de la roca.

Algunos componentes de los esfuerzos deuna formación pueden medirse directamentey otros pueden derivarse de cantidades cono-cidas, pero algunos deben estimarse en base acorrelaciones (arriba, a la derecha). Las prue-bas de núcleos determinan la resistencia a lacompresión no confinada (UCS, por sus siglasen inglés) y algunos otros parámetros talescomo el ángulo de fricción y la relación dePoisson, ν.1

El esfuerzo vertical, σV, suele obtenersemediante la integración de la densidad a tra-vés de los estratos de sobrecarga. En algunoscasos, no se adquieren registros de formacio-nes someras, por lo que a veces se utiliza unaextrapolación exponencial de esfuerzos verti-cales para modelar la región de la que no seadquieren registros.

La presión de poro, Pp, y el esfuerzo hori-zontal mínimo, σh, pueden determinarse apartir de pruebas de integridad de la forma-ción (FITs, por sus siglas en inglés) y de ope-raciones de minifracturamiento hidráulico,tales como los obtenidos mediante elProbador Modular de la Dinámica de laFormación MDT en una configuración deprueba de esfuerzos con empacador dual. Lasmediciones de estos parámetros en puntosespecíficos calibran las correlaciones deregistros a través de todas las formaciones.

Los modelos de esfuerzos, tales como elmodelo de Mohr-Coulomb, suelen utilizarsepara relacionar σh con Pp, σV y con el ángulode fricción interna. También se pueden utilizarotras correlaciones, pero requieren parámetrosde entrada adicionales que a menudo son difí-ciles de obtener. El ángulo de fricción internapuede correlacionarse con el contenido dearcilla obtenido de los registros geofísicos.

El esfuerzo horizontal máximo, σH, nopuede determinarse en forma directa, por loque hay que evaluar pistas para determinar lamejor correlación dentro de un modelo deesfuerzo escogido. La información correspon-diente a las restricciones impuestas sobre σH

incluye la presencia o ausencia de ovalizacio-nes por ruptura de la pared del pozo, medicio-nes de operaciones de minifracturamientohidráulico, resistencia de la roca y bases dedatos locales o regionales.

La dirección de σH es importante para ladeterminación de la estabilidad del pozo ypara la orientación de las fracturas hidráuli-cas. Los datos sísmicos proveen informaciónsobre la dirección de los esfuerzos regionalesal indicar fallas y rasgos compresivos y portracción relacionados con esos esfuerzos. Sinembargo, la proximidad con respecto a dichasfallas y rasgos principales—como la Cordillerade los Andes—puede alterar tanto la magni-tud como la dirección de los esfuerzos locales,aun cuando la conformación de ese rasgo noalterase el esfuerzo regional.2 Suele ser nece-saria una medida local de la dirección de losesfuerzos para complementar la informaciónregional. Las fallas y fracturas naturales pue-den interpretarse a partir de los datos de laherramienta de generación de ImágenesUltrasónicas de la Pared del Pozo UBI.

Mediante la registración de datos en elmodo dipolar cruzado, una herramienta degeneración de Imágenes Sónica Dipolar DSIindica la dirección de σH. Las ondas de corteque viajan a través de una formación se divi-den en ondas rápidas que se mueven a lo

largo de la dirección del σH más rígido yondas más lentas a lo largo de la dirección delσh más flexible. Los datos también proveenuna medida de la anisotropía de los esfuerzosazimutales.

El módulo de Young puede determinarse enbase a las velocidades de ondas compresiona-les y de corte registradas por los registrosacústicos. Sin embargo, existe una diferenciaentre este módulo de Young dinámico y elmódulo de Young estático en una prueba rea-lizada sobre material de núcleos.3 Para utili-zar esta información a fin de obtener la resis-tencia de la roca, usualmente en forma deUCS, se utilizan dos correlaciones. Primeroestá la conversión de módulo dinámico amódulo estático, después la transformaciónde módulo estático a UCS.

Se supone que la resistencia a la tracción,T, en la mayoría de las formaciones es aproxi-madamente la décima parte de la resistenciaa la compresión. En algunas situaciones,como la apertura de una fractura pre-existen-te, la resistencia a la tracción del cuerporocoso es cero.

Componentes de un modelo mecánico del subsuelo

> Estado de los esfuerzos. Normalmente elesfuerzo vertical, σV, se obtiene al integrar unregistro de densidad desde la superficie hastala profundidad en cuestión. El esfuerzo hori-zontal mínimo, σh, se puede obtener a partir delas operaciones de minifracturamiento hidráu-lico y la presión de poro, Pp, a partir de unamedición MDT. El esfuerzo horizontal máximo,σH, debe obtenerse a partir de correlacionescon registros geofísicos.

sV –registros de densidad

sh –operacionesde minifractura

sH –correlación

Pp –medición MDT

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Estas propiedades mecánicas resultan deutilidad para las actividades de perforación,terminación y producción de pozos. Una pre-gunta importante en perforación, cuya res-puesta la provee el MEM, es el rango de den-sidades de lodo que se puede utilizar enforma segura sin dañar una formación.

Una formación es sometida a esfuerzo decorte en la pared del pozo si la presión delpozo cae por debajo de la presión de ovaliza-ción por ruptura (derecha). El gradiente depresión de ovalización por ruptura de la pareddel pozo se determina a partir de Pp, σH, σh,T y ν. Dicho gradiente es típicamente la den-sidad del lodo mínima para una perforaciónsegura.

La máxima densidad del lodo para una per-foración segura suele obtenerse del gradientede fractura. La máxima densidad del lodo esla que crea una presión de pozo que supera lasuma de la resistencia a la tracción de la for-mación y el esfuerzo tangencial en la pareddel pozo (abajo, a la derecha).

Una ventana de perforación segura es elrango de densidades de lodo entre la presiónde ovalización por ruptura de la pared delpozo y la presión de fractura, incluyendo unfactor de seguridad cuando sea posible. Lacombinación de los gradientes de ovalizacióny fractura con la dirección del esfuerzo hori-zontal máximo provee datos de entrada clavepara la estabilidad de los pozos desviados yhorizontales. La dirección más estable sueleestar a lo largo de la dirección del esfuerzohorizontal mínimo.

Con los gradientes de los esfuerzos y laspropiedades de la formación definidas, elMEM se encuentra disponible para que losespecialistas en geomecánica lo utilicen para

1. La resistencia a la compresión no confinada es elvalor máximo de esfuerzo compresivo axial que unmaterial puede tolerar bajo la condición de esfuerzono confinante.

2. Para detalles matemáticos de los cambios deesfuerzo cercanos a las fallas, consulte: Jaeger JC yCook NGW: Fundamentals of Rock Mechanics,Londres, Inglaterra: Chapman and Hall, Ltd. y SciencePaperbacks (1971): 400-434.

3. Un módulo dinámico se deriva de una onda acústicaprogresiva con una frecuencia de unos pocos kilo-hertz, lo que perturba el material sometiéndolo a unesfuerzo constante. Un módulo estático se deriva depruebas de laboratorio efectuadas a regímenes decambio de esfuerzos sumamente bajos, pero sobre unrango de esfuerzos mucho mayor.

efectuar predicciones. Un plan de programasde computación de procesos y manejo de laperforación DrillMAP, desarrollado a partirdel MEM, indica las localizaciones y tipos deriesgos de perforación esperados, así como unmedio para mitigar esos riesgos. La informa-

ción nueva se puede comparar con las predic-ciones del MEM. Las anomalías entre la nuevainformación y el modelo brindan oportunida-des para mejorar el modelo y en definitivamejorar el conocimiento del campo petrolero.

Esfuerzo horizontal mínimo (sh)

Ovalización por rupturade la pared del pozo Pozo

sh

Esfuerzohorizontal

máximo (sh)

Fracturas inducidaspor la perforación

> Esquema de gradientes de ovalización por ruptura de la pared del pozo yfracturamiento. La densidad estática equivalente (ESD, por sus siglas eninglés) es mayor que la densidad del lodo (MW, por sus siglas en inglés),debido a los recortes presentes en el lodo y la compresibilidad del lodo. Ladensidad de circulación equivalente (ECD, por sus siglas en inglés) tambiénincluye los efectos dinámicos. Tanto la ESD como la ECD deben mantenersedentro de la ventana segura (verde en la barra). Las ilustraciones indican eltipo de falla posible dentro de cada régimen de esfuerzo (extremo superior).La condición del centro corresponde a un pozo estable. Al pasar a densidadesde lodo inferiores a la ESD mínima (izquierda), la formación puede ovalizarseen el pozo generando una falla por esfuerzo de corte; si cae por debajo de la presión de poro, se puede perder el control del pozo, lo que constituye una condición severa. Con densidades de lodo superiores al rango estable(derecha), la ECD podría superar el esfuerzo horizontal mínimo, generandodaño por tracción en la formación; si supera la presión de fractura, se puedepropagar una fractura dentro de la formación.

MW

Presiónde poro

ESDmínimo

Esfuerzohorizontalmínimo

Presión defractura

ECDESD

> Dirección del esfuerzo y daño del pozo. Se pueden producir fracturas indu-cidas por la perforación a lo largo de la dirección del esfuerzo horizontalmáximo si la densidad del lodo es demasiado alta. Se pueden producir ovali-zaciones por ruptura de la pared del pozo en la dirección del esfuerzomínimo cuando la densidad del lodo es demasiado baja.

5. Determinación de la necesidad de contarcon datos adicionales para construir un MEM.

6. Resumen de los resultados.Una auditoría de datos es básicamente una

revisión y un resumen de los datos pero tambiénpermite identificar falencias en la informaciónnecesaria para preparar un MEM. Se puedenresaltar y priorizar los datos faltantes para suobtención en el siguiente programa de perfora-ción o de recolección de datos.

En muchos casos, la consolidación de la infor-mación en un formato gráfico 3D es la mejorforma de apreciar la cantidad y calidad de losdatos disponibles. Las interpretaciones geofísi-cas y geológicas, incluyendo las localizaciones defallas y topes de formaciones, pueden combi-narse con la información cualitativa o cuantita-tiva obtenida de los informes de perforación y losdatos de registros geofísicos de inyección. Laszonas problemáticas y las localizaciones de even-tos geológicos son más fáciles de correlacionarcuando ambos tipos de información se combinanen una visualización 3D.

Datos obtenidos antes de la perforación—Cuando Pluspetrol y sus socios Hunt OilCompany, Tecpetrol y SK Corporation, recibieronlos derechos sobre el bloque Camisea en losAndes Peruanos, también obtuvieron un granvolumen de información de otra compañía quehabía explorado el bloque antes (izquierda).Dado que el objetivo de este bloque situado en elanticlinal San Martín yace sobre una selva tropi-cal sensible desde el punto de vista ambiental,

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AMÉRICA DEL SUR

Niveldel mar

PERÚ

Co r d i l l e r a

d el o s

An d e s

Área prospectivade Camisea

Prof

undi

dad,

m

SE NO+1000

-1000

-2000

VivianChonta BasalNía SuperiorNía Inferior (fluvial)Nía Inferior (eólica)ShinaiNoi SuperiorNoi InferiorEneCopacabana

SM-1004

95⁄8 pulgadas

113⁄4 pulgadas

133⁄8 pulgadas

Clase Tipo Clasificación

Regional Marco tectónicoEstructura regionalHistoria de la cuenca

Perforación Informes de perforación diariosInformes de finalización de pozoRegistros de inyecciónRegistros de la barrenaRegistros del BHALevantamientos de pozos

Mapas estructuralesInterpretaciones sísmicas Mapas de localizaciones de pozosTopes de formacionesDescripciones litológicasDescripciones de núcleosEstudios geológicosPresiones de formación

Líneas sísmicas Levantamientos de tiros de prueba de velocidadRegistros geofísicos adquiridos con cable

112

2 1 2221

12 1

13222

1 2 3

Geología

Geofísica

> Área prospectiva de Camisea, Perú. El área prospectiva de Camisea está situada en los Andes(arriba). Las trayectorias de los pozos, en la mayoría de los pozos del programa de perforación fueronejecutadas direccionalmente desde unas plataformas de perforación para minimizar el impacto eco-lógico en la superficie (abajo).

> Información del campo Camisea clasificada porclase y tipo. La clasificación cualitativa indica elvalor de los datos existentes para la planeaciónde la perforación. La información de la Categoría1 es de calidad y cobertura de superficie sufi-cientes para satisfacer los objetivos de la plane-ación. La Categoría 3 indica que existen falenciassignificativas en el tipo y cobertura de los datos;la Categoría 2 es de valor intermedio.

Gran parte de la información de una auditoríade datos proviene de las experiencias de perfora-ción y producción previas. Una auditoría de datosse desarrolla a través de determinados pasos:

1. Definición del área objetivo.2. Obtención de datos geológicos, geofísicos y

petrofísicos asociados con el área objetivo.3. Revisión de los datos de perforación, termi-

nación y producción de pozos vecinos,comenzando con los más cercanos al áreade interés y agregando información rele-vante de otros pozos más alejados.

4. Revisión de estos datos para determinar lanaturaleza de cualquier problema de perfo-ración, terminación o producción de pozosanterior y su causa probable.

Otoño de 2003 29

los socios debieron utilizar los emplazamientos dedesarrollo existentes, o plataformas, en la superfi-cie. Las nuevas trayectorias se desviarían paraalcanzar los objetivos desde estas plataformas.

Los pozos anteriores habían resultado difíci-les de perforar, por problemas graves de inestabi-lidad y pérdidas de circulación. Su perforación yterminación insumió entre 60 y 120 días debido aincidentes de atascamiento de tuberías, demorascausadas por la pérdida de herramientas deadquisición de registros geofísicos durante la per-foración en el pozo y la necesidad de perforarpozos de re-entrada.

Pluspetrol solicitó a Schlumberger que reali-zara una auditoría de datos para las áreas pros-pectivas del bloque y le proporcionó 40 discoscompactos (CDs, por sus siglas en inglés) con unaamplia variedad de datos de pozos anteriores(página anterior, a la derecha). Los registros geo-físicos adquiridos con herramientas operadas concable cubren la mayor parte del rango de profun-didad, si bien la cobertura de registros geofísicosdesde la superficie hasta aproximadamente 1700m [5600 pies] es escasa (arriba).

Los datos de perforación contenidos en losCDs fueron clasificados por tipo de evento o pro-blema de perforación:• Fuerza mayor: por ejemplo, la puesta fuera de

servicio del equipo de perforación por lluviastorrenciales, tormentas eléctricas o pequeñosmovimientos sísmicos

• Barrena y arreglo de fondo de pozo (BHA, porsus siglas en inglés): por ejemplo, baja velocidadde penetración y tendencias no deseadas deaumento o caída de presión

• Equipo: eventos relacionados con el desem-peño del equipo de perforación, por ejemplo,fallas de la bomba o de la cabeza rotativa supe-rior

• Limpieza del pozo• Golpes de presión e influjo, incluyendo influjo

de gas en el lodo de perforación• Pérdidas de lodo en el fondo del pozo, típica-

mente pérdidas de más de 10 bbl [1.6 m3] porincidente

• Pruebas de pérdida de fluido (o de admisión;LOT, por sus siglas en inglés), o pruebas deintegridad de la formación

• Incidentes de atascamiento de tuberías• Problemas de pozos estrechos y de estabilidad

de pozos, incluyendo rectificaciones excesivasen pozo estrecho u obturaciones.

El análisis indicó que los problemas de pozosestrechos y de estabilidad de pozos eran la causade más de un tercio de los episodios y ocupabanun 36% del tiempo no productivo. Otras causasimportantes de problemas de perforaciónincluían la barrena y el BHA, los equipos de pozoy episodios de atascamiento de la tubería.

Esfuerzos—Con los episodios de perforaciónidentificados, el equipo de auditoría comenzó aevaluar las condiciones de los esfuerzos. Ladirección del esfuerzo horizontal máximo locales NNE. Se trata de una dirección casi ortogonalcon respecto a los esfuerzos regionales que crea-ron la cadena montañosa de los Andes. Estosesfuerzos regionales levantaron las montañas ymodificaron la textura de las rocas; por ejemplo,mediante la generación de fracturas. Esta con-clusión de la auditoría señalaba una interroganteimportante que necesitaba respuesta: ¿Está ladeformación del pozo dominada por esfuerzoslocales o por los efectos que tuvo la tectónicaregional sobre la creación de la estructura de lasrocas? Esta pregunta fue respondida posterior-mente utilizando los datos obtenidos durante laperforación del primer pozo.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

> Montaje de los datos de registros geofísicos de pozos disponibles. Estos registros geofísicos de 12pozos vecinos indican rayos gamma (verde) y calibrador (negro) en el Carril 1 de cada juego; resistivi-dad (rojo y negro) en el Carril 2; y sónico (verde), porosidad-neutrón (azul) y densidad (rojo) en el Carril3. Las bandas azules a la derecha del Carril 1—en los registros geofísicos de pozos 1, 2, 3, 4 y 12—muestra dónde se dispone de datos de la herramienta de generación de Imágenes Microeléctricas deCobertura Total FMI. Las bandas rojas a la izquierda del Carril 2—en los registros geofísicos de pozos3, 5 y 12—muestran las profundidades a las cuales se dispone de datos de la herramienta de genera-ción de Imágenes Ultrasónicas USI o de la herramienta de generación de Imágenes Ultrasónicas de la Pared del Pozo UBI. Los registros geofísicos están alineados por profundidad.

La información geológica fue introducida enun modelo de visualización 3D. Este modelodemostró la estructura plegada y de cabalga-miento en las cimas de los estratos de sobrecarga(próxima página, arriba). La auditoría del campoCamisea destacó la importancia de comprenderel estado de los esfuerzos a lo largo de toda la his-toria de sedimentación. Según dicha auditoría,hubo un período entre la sedimentación del yaci-miento y el momento actual, en el que tanto losesfuerzos horizontales máximos como los esfuer-zos horizontales mínimos superaron al esfuerzovertical. Estos paleo-esfuerzos compresivosintensos generaron evidencias tales como fractu-ras que estaban presentes en el registro geoló-gico.6

Las fracturas observadas en los núcleos extra-ídos de los pozos vecinos proporcionaron infor-mación sobre el estado de los esfuerzos. Lapresencia de fracturas por esfuerzo de corte debajo ángulo, paralelas a la estratificación, es con-sistente con el plegamiento concéntrico, demanera que esas fracturas se desarrollaron pro-bablemente durante el plegamiento tectónicoregional. No obstante, las formaciones Noi y Nia

contienen fracturas por esfuerzo de corte norma-les, de modo que localmente el paleo-esfuerzomáximo era vertical cuando se formaron las frac-turas. Esto debe haber sucedido después de queel plegamiento inicial absorbiera parte de lacompresión tectónica e hiciera que los esfuerzosprincipales rotaran. Por otra parte, las fracturaspor esfuerzo de tracción en vez de las fracturaspor esfuerzo de corte normales presentes en laporción superior de la formación competenteVivian, indican que el plegamiento y el estira-miento ulteriores deben haber incrementado losesfuerzos diferenciales.7 El plegamiento de unapotente formación competente subyacente, posi-blemente la formación Copacabana, generó unplegamiento concéntrico de las formaciones delyacimiento. El movimiento resultante probable-mente alivió parte del esfuerzo horizontal pre-sente en el bloque Camisea. Actualmente, elesfuerzo vertical es el esfuerzo principal máximo.

Riesgos—La última etapa de la auditoría dedatos implicó la predicción de los riesgos poten-ciales de perforación. La mayor parte de los epi-sodios de atascamiento de la columna deperforación se había producido en pozos desvia-

dos, hecho significativo ya que los pozos planifi-cados serían desviados. Sin embargo, los pozosperforados anteriormente con problemas deatascamiento de tuberías, habían sido desviadosen dirección casi paralela al rumbo del anticlinalSan Martín, mientras que el rumbo de los pozospropuestos sería oblicuo o bien ortogonal res-pecto de la tendencia anticlinal (abajo).

Los pozos propuestos en el campo Camiseatendrían potencialmente más riesgos de perfora-ción que los pozos anteriores. Pluspetrol autorizóa Schlumberger a construir un MEM para lasáreas prospectivas de Camisea. Este MEMincluyó un plan DrillMAP que proporcionaba unpronóstico de los riesgos probables—clasificadospara cada sección de perforación—y su impactosobre la perforación.8

El modelado de Monte Carlo ayudó a identifi-car la variabilidad potencial de algunas de lascantidades pobremente restringidas por losdatos de pozos perforados anteriormente. Porejemplo, el modelado demostró que la resisten-cia a la compresión no confinada (UCS, por sussiglas en inglés) producía el mayor impacto sobrela predicción de la falla por esfuerzo de corte

30 Oilfield Review

Incl

inac

ión,

gra

dos

Azimut, grados

Dificultad enla perforación

Más

difi

culto

so

> Mapa de riesgos en la trayectoria de la perforación. El riesgo de perforación cambia según la orientación de un pozo respecto de los esfuerzos principa-les y el ángulo de incidencia de la trayectoria respecto de la estratificación. Las cinco trayectorias muestran (1) un pozo vertical a través de la cresta delyacimiento, (2) un pozo casi vertical marginal que penetra la formación en forma aproximadamente perpendicular a la estratificación, (3) un pozo casi ver-tical que intersecta los planos de estratificación a un cierto ángulo, (4) pozos desviados orientados echado abajo, en sentido paralelo a la estratificación y(5) pozos muy desviados en ángulo oblicuo respecto del echado de la estratificación (centro). La dificultad en la perforación puede representarse esque-máticamente a través de un diagrama de dificultades planteadas en la perforación (izquierda). Cuanto más grande es el lóbulo, más difícil es perforar enesa dirección. Por ejemplo, la Trayectoria 1 es relativamente fácil de perforar y, siendo vertical, no muestra ninguna dirección preferencial de dificultad.Sin embargo, la Trayectoria 5 es muy difícil de ejecutar en la dirección de σH. En otras partes de las estribaciones de los Andes, las Trayectorias 4 y 5 hansido las más difíciles de perforar. Los pozos del campo Camisea, oblicuos con respecto a la tendencia anticlinal, son similares a la Trayectoria 4. Se puedecrear un mapa de riesgos de la trayectoria, codificado en color, para cada horizonte (derecha). Este mapa correspondiente a la formación Shinai indicaque es más fácil perforar pozos casi verticales (azul) y que lo más difícil es perforar a lo largo de σH con una gran inclinación (rojo). La perforación con ungrado de dificultad moderado se representa en color amarillo. Se construyeron mapas similares para otros horizontes. La trayectoria a través de la forma-ción Shinai para SM1001 correspondía a una dirección que no planteaba dificultades, mientras que SM1002 y SM1004 eran más difíciles. En general, esnecesario aumentar la densidad del lodo para controlar pozos perforados en las direcciones más dificultosas.

6. El término paleo-esfuerzo indica el estado existente delos esfuerzos en el momento de la sedimentación o enalgún otro momento anterior al presente.

7. El esfuerzo diferencial es una medida de las diferenciasentre los esfuerzos principales.

8. Para obtener mayor información sobre el plan DrillMAP,consulte: Bratton T, Edwards S, Fuller J, Murphy L,Goraya S, Harrold T, Holt J, Lechner J, Nicholson H,Standifird W y Wright B: “Prevención de problemasdurante la perforación,” Oilfield Review 13, no. 2 (Otoño de 2001): 32–51.

9. Para obtener mayor información sobre la iniciativa NoDrilling Surprises, consulte: Bratton, referencia 8.

10. Para obtener mayor información sobre perforación rota-tiva orientable, consulte: Downton G, Hendricks A,Klausen TS y Pafitis D: “Nuevos rumbos en la perfora-ción rotativa direccional,” Oilfield Review 12, no. 1(Verano de 2000): 20–31.

Otoño de 2003 31

pero las mediciones de UCS no formaban partede los datos auditados. Después de evaluar esteresultado de la simulación de Monte Carlo,Pluspetrol determinó la UCS en base a pruebasde núcleos de un pozo perforado anteriormente.

Un equipo del segmento de serviciosPerforación Sin Sorpresas (NDS, por sus siglas eninglés) de Schlumberger, y Pluspetrol utilizaronlos resultados del MEM y del plan DrillMAP paracrear un plan de perforación.9 A fin de optimizarla limpieza del pozo, Pluspetrol mejoró el motorde perforación reemplazándolo por un sistemarotativo orientable PowerDrive.10 El equipo vigilórutinariamente el desempeño de la perforaciónutilizando sistemas de adquisición de registrosgeofísicos y mediciones adquiridas durante laperforación.

Perforación—El equipo NDS actualizó el MEMy los planes DrillMAP durante la perforación delprimer pozo del bloque, completando los datosdonde la auditoría de datos indicaba deficiencias.La información obtenida durante la perforación deeste pozo confirmó las direcciones de los esfuerzos.Los datos de perforación del nuevo pozo proporcio-naron la respuesta al interrogante acerca de lainfluencia de los esfuerzos locales actuales y lospaleo-esfuerzos. El análisis de las imágenes de ova-lizaciones por ruptura de la pared del pozo demos-tró que los esfuerzos locales, más que la texturaremanente debida a la tectónica regional, domina-ron la deformación del pozo.

Las magnitudes de los esfuerzos pronostica-das previamente se aproximaban a las observa-ciones realizadas durante la perforación en elyacimiento, pero el modelo debió ajustarse en losestratos de sobrecarga, donde se disponía de unacantidad mínima de datos previos a la perfora-ción (derecha).

El primer pozo del operador fue terminado en82 días sin incidentes, cinco días antes de lo pla-nificado. Pluspetrol se manifestó muy conformecon los resultados de la aplicación del enfoqueNDS y siguió trabajando con Schlumberger enpozos adicionales.

La perforación del segundo pozo se desarrollósin incidentes a través de las arcillas reactivas delas Capas Rojas inferiores y la tubería de revesti-miento se asentó con éxito. La barrena quedóaprisionada en un tramo inferior, de modo que seperforó un pozo de re-entrada para alcanzar laprofundidad total, a la que se llegó con sólo tresdías de atraso respecto del programa establecidogracias a la planeación anticipada efectuada conel MEM.

Durante la perforación del tercer pozo, elequipo NDS observó una prueba de integridad dela formación (FIT, por sus siglas en inglés) inu-sual. Esta prueba, que se realiza normalmentedespués de asentar la tubería de revestimiento yperforar a través de la zapata de la misma, pro-

porciona una calibración para el esfuerzo hori-zontal mínimo. El comportamiento FIT en el pri-mer ciclo de presión fue normal, pero en unsegundo ciclo se observó una declinación anor-malmente rápida de la presión. Para confirmaruna hipótesis de que tal comportamiento era pro-vocado por la presencia de fracturas naturales, elequipo de trabajo modeló el resultado de laprueba de integridad de la formación en un simu-lador de fracturas utilizando los parámetros dis-ponibles en el MEM. La comprensión de estefenómeno proporcionó una explicación de laspérdidas que se habían producido durante lasoperaciones de cementación y ayudó a reducir elriesgo de pérdida de circulación en los tramosmás profundos.

Dens

idad

del

lodo

equ

ival

ente

, lbm

/gal

Profundidad vertical verdadera, m

pronosticadoderivado de la pruebade pérdida de fluido(o de admisión)

18

16

14

10

8

4

00 1500 250020001000500

2

6

12

W

N

N

sH

sh

> Actualización de los esfuerzos durante la perforación. La predicción del esfuerzo horizontal mínimo,σh, antes de la perforación resultó válida en las regiones en las que la cobertura de datos de pozosvecinos era buena, a más de 1700 m [5600 pies] de profundidad. La prueba de pérdida de fluido (o deadmisión; LOT, por sus siglas en inglés) en la zapata superior de la tubería de revestimiento, a unos1000 m [3280 pies], indicó que el valor de σh era más alto que lo estimado. El modelo fue corregidodurante la perforación para incorporar este resultado. La ilustración del fondo muestra una prueba depérdida de fluido en la zapata de una tubería de revestimiento.

> Vista en dirección al Este, a través del anticlinal San Martín, ubicado en el campo Camisea, y sis-tema de fallas de cabalgamiento. Los pliegues del tope de las formaciones Noi y Ene (superficieblanca) indican la existencia de deformación regional a partir de esfuerzos compresivos. Las otrassuperficies coloreadas muestran las localizaciones de las fallas. Las trayectorias de los pozos perfo-rados anteriormente (negro) parten de la superficie de la Tierra en la localización del pozo. Un guiónblanco en la trayectoria del pozo indica el nivel del mar. La dirección del esfuerzo horizontal máximoes NNE (recuadro).

Los primeros dos pozos indicaron la necesidadde implementar prácticas de perforación cuida-dosas en el tramo de 81⁄2 pulgadas a través de laformación Shinai. El MEM proveyó las pautaspara la perforación y no surgió problema alguno.

Pluspetrol valoró particularmente la planea-ción anticipada y la capacidad para tomar deci-siones bien fundamentadas rápidamente. Laestrecha comunicación existente entre los inte-grantes del equipo confirió a Schlumberger yPluspetrol la capacidad de incorporar en formainmediata al plan de trabajo la informaciónnueva y las lecciones aprendidas.

Modelado de los esfuerzos locales en el Campo MirrenLos esfuerzos regionales ofrecen un valiosopunto de partida para la estimación de los esfuer-zos en diversas cuencas. No obstante, las estruc-turas principales pueden afectar los esfuerzoslocales presentes en las adyacencias de uncampo o de un pozo. Por ejemplo, las cadenasmontañosas formadas hace mucho tiempo por laacción de esfuerzos compresivos tienen un efectosobre los esfuerzos presentes actualmente en lasinmediaciones. Las montañas pueden distorsio-nar a tal punto los esfuerzos locales que ningunode los esfuerzos principales sean verticales ypueden ocasionar la rotación de los esfuerzoshorizontales desviándolos de su orientaciónregional.

Las zonas con fallas y fracturas también pue-den afectar un campo local de esfuerzos. El movi-miento a lo largo de una falla alivia el esfuerzolocalmente, en especial el esfuerzo de corte através de la falla, mientras que el esfuerzo regio-nal lejos de la falla quizás no se modifique signi-ficativamente.

Para comprender los efectos de la distorsiónlocal sobre los esfuerzos actuales, a veces esnecesario crear un modelo de simulación geome-cánica. Uno de los casos en que se requiere dichasimulación es el campo Mirren, situado unos 200km [125 millas] al este de Aberdeen, Escocia, enel Mar del Norte. El campo está conectadomediante empalmes submarinos a la plataformaETAP (Eastern Trough Area Project) del Mar delNorte. Las arenas prospectivas están encajadasdebajo de un diapiro salino (arriba, a la derecha).

El operador, BP, contaba con datos de un pozoexploratorio y de otro de re-entrada, pero lainformación era insuficiente para desarrollar unperfil de esfuerzos confiable para la perforacióno planeación de la terminación. Las propiedadesde este pozo y de su pozo de re-entrada fueronutilizadas para calibrar un modelo numérico.

El diapiro del campo Mirren es casi simétricoen la sección transversal vertical y no se observóindicación alguna de anisotropía estructural local,de modo que el equipo de trabajo desarrolló unmodelo radialmente simétrico del diapiro y elcampo. Los esfuerzos de campo lejano fueron deri-vados de un modelo de Mohr-Coulomb. Dado quela sal es muy plástica y no sustenta los esfuerzosde corte, la condición de los esfuerzos se reducíaa la presión hidrostática ejercida dentro de la sal.

Las propiedades de la formación fueron toma-das de los registros geofísicos de pozos existen-tes. El esfuerzo ejercido por los estratos desobrecarga se obtuvo a partir de los registros dedensidad; el esfuerzo principal mínimo, no nece-sariamente horizontal, fue calibrado utilizandolas pruebas de pérdida de fluido. Los cálculos deun modelado mediante elementos finitos propor-cionaron las direcciones y magnitudes delesfuerzo principal en torno al diapiro. Los datosdel calibrador reforzaron la confirmación deestos esfuerzos principales.

Una vez calibrado el modelo, las propiedadesresultantes fueron rotadas en torno del eje desimetría para crear un modelo 3D. El modeloreveló áreas de grandes esfuerzos diferencia-les—donde los esfuerzos mínimos y máximosdifieren considerablemente—en las zonas adya-centes del diapiro salino. La perforación en esasáreas requeriría altas densidades de lodo paraevitar la inestabilidad del pozo. No obstante, enesa misma área próxima al diapiro, la presión defractura modelada era baja, lo que exigía unadensidad de lodo baja. Dado que la densidad dellodo no podía ser alta y baja al mismo tiempo, latrayectoria elegida del pozo evitó estas áreas pro-blemáticas cercanas al diapiro (próxima página).

32 Oilfield Review

11. Para obtener mayor información sobre el campoPetronius contenido en esta sección, consulte: SmirnovNY, Tomlinson JC, Brady SD y Rau WE III: “AdvancedModeling Techniques with Real-Time Updating andManaging the Parameters for Effective Drilling,” artículopresentado en la 14a Conferencia y Exhibición deTecnología Marina Profunda, Nueva Orleáns, Luisiana,EUA, 12 al 15 de noviembre de 2002.

REINOUNIDO

CampoMirren

NORUEGA

M a rd e l

No

r te

0

1000

NW SE

2000

Prof

undi

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m

3000

Cima de la sal

Nivel 1

Nivel 2Nivel 3

Nivel 4

Nivel 5

Sele

Ekofisk

Fondo del mar

> Localización y estratigrafía (arriba) del campo Mirren, en el Mar del Norte. Un diapiro salino creó elcampo Mirren con acumulaciones de hidrocarburos en la formación Sele. Las propiedades de la for-mación y los datos de calibración fueron obtenidos del pozo de exploración perforado anteriormentey su re-entrada (azul).

Otoño de 2003 33

Las propiedades a lo largo de cada trayectoriaseleccionada fueron tomadas del modelo 3D.Esta información proporcionó proyecciones deestabilidad de pozo y arenamiento que fueronutilizadas para perforar nuevos pozos y planificarterminaciones que minimizarían la producciónde sólidos. Dos pozos del campo Mirren fueronperforados y terminados con éxito con informa-ción tomada del modelo; la producción comenzóen noviembre de 2002.

Manejo de las tolerancias de perforación en el campo PetroniusAdemás de proveer datos de entrada para elmodelado de simulación, un modelo MEM resultade utilidad en la evaluación previa a la perfora-ción. Un modelo MEM construido antes de la per-foración proporciona al equipo a cargo de laperforación, un plan de perforación que incluyeuna advertencia de los peligros. La verificaciónde los esfuerzos en tiempo real permite al equipo

de trabajo refinar el MEM y el plan de perfora-ción durante el avance de la perforación. La vigi-lancia rutinaria en tiempo real puede resultaresencial para el éxito de un pozo, particular-mente cuando la ventana de perforación seguraes extremadamente estrecha.

La presión de poro y los esfuerzos horizonta-les se pronostican delante de la barrena en basea correlaciones de registros sónicos y de resisti-vidad desarrollados para el MEM de un campo.Con una ventana de perforación estrecha, estascantidades deben actualizarse en forma continuapara evitar el desplazamiento fuera de la ventanasegura. Por otra parte, debe vigilarse permanen-temente la densidad del lodo en el tramo des-nudo del pozo.

La densidad del lodo no es la misma en lasuperficie que en la barrena, y la densidad delmismo en el fondo del pozo cambia aún máscuando circula el lodo. La densidad estática equi-valente (ESD, por sus siglas en inglés) del lodoen el BHA difiere de la densidad del lodo en lasuperficie debido a la suspensión de sólidos y a lacompresibilidad del lodo. Dejando de lado laspropiedades del lodo, las principales influenciassobre las fluctuaciones de la densidad de circula-ción equivalente (ECD, por sus siglas en inglés)son el tamaño del pozo; la configuración del BHAy de la columna de perforación; el desplaza-miento y la velocidad de viaje de las tuberías; lavelocidad de penetración; y los regímenes y pre-siones de bombeo.

Las densidades equivalentes pueden medirseen torno a un BHA utilizando una herramienta deadquisición de la Presión Anular Durante laPerforación APWD. La ECD se transmite a lasuperficie en tiempo real. La ESD se registra enel fondo del pozo mientras no se hace circularlodo y los valores de ESD mínimos y máximos setransmiten no bien se retoma la circulación.Cuando la ventana segura de perforación—o dedensidad del lodo—se hace más pequeña que ladiferencia entre la ESD y la ECD, es probable quelas operaciones de perforación normales causenfracturamiento u ovalizaciones por ruptura de lapared del pozo o, en ciertos casos, ambos tipos defalla en el mismo pozo.

La importancia de mantener una ventana dedensidad del lodo segura se detectó durante laplaneación previa a la perforación de los pozosdel campo Petronius. La plataforma para elcampo Petronius se encuentra en el límite de laplataforma continental y el ambiente de aguasprofundas del área de Viosca Knoll del Golfo deMéxico. El operador, ChevronTexaco, comenzó eldesarrollo en el año 2000 y planificó perforar trespozos de alcance extendido con un desplaza-miento horizontal de hasta 5800 m [19,000 pies].11

0

1000

0 1000 2000 3000Desplazamiento, m

Contraste de esfuerzos

Presión de fractura

4000 5000 6000

0 1000 2000 3000Desplazamiento, m

4000 5000 6000

2000

Prof

undi

dad,

m

3000

4000

0

1000

2000

Prof

undi

dad,

m

3000

4000

0 to 1 MPa

20 to 30 MPa >40 MPa Superficies30 to 40 MPa

1 to 2 MPa 2 to 5 MPa 5 to 10 MPa 10 to 20 MPa

0 to 1 MPa

20 to 30 MPa >40 MPa Superficies30 to 40 MPa

1 to 2 MPa 2 to 5 MPa 5 to 10 MPa 10 to 20 MPa

> Resultados del modelado en torno al diapiro salino del campo Mirren. Una zona de alto contraste deesfuerzos costea la base del diapiro salino [zonas de color púrpura oscuro y naranja (arriba)] y la pre-sión de fractura también es baja en esta área [zonas de color púrpura claro y oscuro (abajo)]. Seseleccionó una trayectoria de pozo (verde) para evitar esta área problemática.

El tirante de agua (profundidad del lechomarino) cambia rápidamente cerca de la plata-forma (derecha). El tirante de agua en la plata-forma es de 533 m [1750 pies] pero el extremonorte del yacimiento se encuentra debajo de sólo213 m [700 pies] de agua y el extremo sur, debajode casi 975 m [3200 pies]. Este cambio extremodel tirante de agua, con el cambio consecuenteen el esfuerzo de los estratos de sobrecarga,debió ser considerado durante el diseño de estospozos de alcance extendido.

Se habían planteado problemas de perfora-ción en pozos anteriores con menos extensiónlateral que los tres pozos programados. Los pozosperforados previamente tuvieron problemas delimpieza, tiempo de circulación excesivo, estre-chez, obturaciones y herramientas perdidas en elpozo. Estos problemas se agudizaron al aumentarla inclinación del pozo porque la ventana segurade densidad del lodo se hizo más estrecha.

ChevronTexaco fijó varias metas para la per-foración de estos pozos de alcance extendido. Lacompañía quería evitar problemas de pozos,específicamente el atascamiento de las tuberíasy las sacudidas bruscas asociadas con las tube-rías aprisionadas, la pérdida de herramientas ylas pérdidas de circulación. El programa de per-foración exigía una densidad del lodo alta paraevitar ovalizaciones por ruptura de la pared delpozo en un tramo superior, asentando luego latubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas más alláde esta zona inestable. Con la tubería de revesti-miento asentada, se redujo la densidad del lodopara evitar pérdidas de circulación como conse-cuencia de la presencia de un gradiente de frac-tura más bajo en la zona siguiente. Era imperiosovigilar la ECD y la ESD durante la perforación ymantener sus valores dentro de los límites segu-ros en todo momento.

Modelo mecánico del subsuelo—La planea-ción de estos pozos de alcance extendido en elcampo Petronius demandó la construcción de unMEM 3D para integrar los datos existentes ymodelar la información faltante. Los registrosgeofísicos del medidor de echado y de la herra-mienta de generación de ImágenesMicroeléctricas de Cobertura Total FMI identifi-caron discordancias y fallas, que se utilizaronpara establecer las direcciones de los esfuerzos.

Normalmente, el esfuerzo vertical debido alpeso de los estratos de sobrecarga se determinamediante la integración de la densidad de las for-maciones sobreyacentes. En Petronius, el lechomarino fuertemente inclinado complicaba esteenfoque. El equipo NDS construyó un modelo 3Ddel yacimiento para dar cuenta de la profundidad

variable del lecho marino y el cambio del esfuerzolateral resultante. Los registros geofísicos de den-sidad de pozos vecinos no habían cubierto todo elintervalo de profundidad, de modo que los datosfueron extrapolados hasta el lecho marino. Unlevantamiento de velocidad sísmica 3D proveyó lainformación para construir un cubo de densidad3D con control de calidad, en base a un registrosónico. El lecho marino fuertemente inclinadogeneraba una diferencia de más de 0.12 g/cm3 [1lbm/gal] en el gradiente del esfuerzo de sobre-carga pronosticado, al final de la trayectoria delpozo, comparado con un pozo vertical de igual pro-fundidad total.

Los datos de entrada para el MEM se obtuvie-ron de los datos adquiridos antes de la perfora-ción. Un análisis petrofísico completo establecióla mineralogía de las formaciones y las propieda-des de las rocas. Un cubo sísmico 3D proporcionólos datos de entrada para una predicción de lapresión de poro. Las pruebas de ruptura de la for-mación en pozos vecinos proporcionaron elesfuerzo horizontal mínimo en las lutitas y cons-triñeron el esfuerzo horizontal máximo. Las medi-ciones de presión del Probador Modular de la

Dinámica de la Formación MDT y del Probador deFormación a Repetición RFT y las pruebas de pér-dida de fluido permitieron calibrar estos perfiles.

El equipo extrajo un pronóstico de la estabili-dad del pozo a lo largo de la trayectoria del pozoespecificada a partir del MEM. La ventana de lodoestable entre la densidad del lodo necesaria paraevitar la iniciación de ovalizaciones por rupturade la pared del pozo y el esfuerzo horizontalmínimo fue inferior a 1 lbm/gal. La diferencia pro-nosticada entre la ESD y la ECD superó este valor,de modo que podría ocurrir cierto daño del pozo.

El equipo de trabajo decidió que la ocurrencialimitada de ovalizaciones por ruptura de la pareddel pozo era más fácil de manejar que el fractu-ramiento inducido de la formación, de maneraque impuso un límite menos restrictivo sobre ellado bajo de la ventana de densidad del lodo.Dado el tamaño del pozo y el diseño de lacolumna de perforación, el MEM ayudó a deter-minar la magnitud de falla máxima que podríamanejar la hidráulica del equipo de perforacióncon una probabilidad mínima de perder el pozo.El equipo de trabajo determinó que podrían pro-ducirse ovalizaciones por ruptura de la pared del

34 Oilfield Review

TexasLuisiana

Mississippi

Campo Petronius

Alabama

Florida

Georgia

G o l f o d e M é x i c o

12,000

10,000

8000

6000

Prof

undi

dad,

pie

s

–20,000 –15,000 –10,000 –5000

PlataformaN S

0Desplazamiento, pies

5000 10,000 15,000 20,000

4000

2000

0

Trayectoriasde pozos

Fondo marino

> Localización (arriba) y trayectorias de pozos (abajo) para el campo Petronius, Golfo de México. Laprofundidad del fondo marino cambia considerablemente por encima del campo Petronius.

Otoño de 2003 35

pozo contenidas dentro de un ángulo de 60° sinafectar su limpieza e integridad, de modo queeste fue el criterio de diseño adoptado para ladensidad del lodo (arriba). Sin embargo, las con-diciones debían vigilarse rutinariamente con cui-dado. Una vez iniciada la falla de la pared delpozo no había forma de predecir cómo se com-portaría la ovalización. La falla empeoraría pro-bablemente con el tiempo, mientras la condiciónde los esfuerzos permaneciera fuera de los límitesde seguridad. Por lo tanto, durante la perforaciónse controló cuidadosamente la ECD y la ESD.

Un modelo de la mecánica de la perforaciónindicó que el sistema rotativo orientablePowerDrive PD900 mejoraba la limpieza del pozo ypermitía el flujo con menos caída de presión en laherramienta que un motor de perforación de fondode pozo. El análisis de estabilidad del pozo predijo

la ECD y las velocidades anulares necesarias paraoptimizar la limpieza del pozo. Un análisis com-pleto de los esfuerzos en la columna de perfora-ción estableció los límites operativos para evitarfallas y eliminar el potencial tiempo inactivo.12

Las lecciones aprendidas y las buenas prácti-cas descubiertas durante las preparaciones previasa la perforación fueron capturadas en la base dedatos MEM. Utilizando el análisis de las causas raí-ces, el equipo de trabajo desarrolló acciones pre-ventivas y correctivas para episodios potenciales.

Perforación—Con un plan implementado, laperforación comenzó en el año 2002. Los ingenie-ros del equipo de perforación asignados a esalocalización vigilaban continuamente las opera-ciones de perforación y la adquisición de registrosgeofísicos en tiempo real, incluyendo los registrosde rayos gamma, resistividad, sónicos, de densi-

dad y porosidad-neutrón. Un equipo multidiscipli-nario proveía soporte en tierra las 24 horas.

La limpieza del pozo era una operación crí-tica. La ECD es sensible a la condición del pozoy, en este caso, el margen entre causar el colapsoo fractura de la formación era estrecho. La cali-bración de los esfuerzos requirió la vigilanciarutinaria de la ECD con precisión de 0.012 g/cm3

[0.1 lbm/gal], además de la calibración de losgradientes previstos a partir de las pruebas deintegridad de la formación, pruebas de pérdidade fluido y pruebas de admisión extendidas.

12. El análisis de la columna de perforación incluyó esfuer-zos de flexión, curvamiento sinusoidal, carga axial efec-tiva, fuerzas laterales totales e inclinacionales ycapacidad de torsión y tracción.

σh σh

σH

σH

Fracturas potenciales

Zonas de falla por esfuerzo de corte(ovalización porruptura de lapared del pozo)

α α

α–ángulo dela ovalización

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s10

00 p

ies

Litología

Porosidad total

Agua ligada

Gradiente de sobrecarga Circunferencia del pozo0° 360°

Arena

Ilita

Esfuerzo horizontal mínimo

Densidad del lodo, α=60°

Densidad del lodo, α=0°

Presión de poro

1 lbm/gal/divisiónGradientes de esfuerzos

Predicción de la ovalizaciónpor ruptura de la pared del pozo

Prueba de pérdidade fluido (LOT)

Prueba de pérdidade fluido(LOT)

> Utilización del análisis de ovalización por ruptura de la pared del pozo para establecer el peso mínimo del lodo. El análisis de estabilidad del pozo (Carril2) indica que el peso mínimo del lodo para prevenir la iniciación de la ovalización por ruptura de la pared del pozo, MW0 (verde), no tiene separación sufi-ciente con respecto al esfuerzo horizontal mínimo, σh (dorado). El equipo NDS analizó la dinámica de la perforación y decidió que el pozo podía mante-nerse limpio, con ovalizaciones por ruptura de la pared del pozo con un ángulo de hasta α=60° (derecha). Utilizando este criterio MW60 (rojo), se predijeronlas localizaciones de las fallas de pozo esperadas (Carril 3). En el Carril 2, una prueba de pérdida de fluido confirmó la correlación para σh. El gradiente deesfuerzo de la sobrecarga está a la derecha (magenta). El Carril 1 muestra un análisis petrofísico de las formaciones.

La limpieza convencional del pozo mediante nor-malización del lodo producía pocos derrumbescomo consecuencia de las ovalizaciones por rup-tura de la pared del pozo. No obstante, mediantela adquisición de registros geofísicos que dancuenta de las condiciones de la mecánica de laperforación—tales como esfuerzo de torsión yarrastre—se vigiló rutinariamente la probabili-dad de generar derrumbes mayores que losrecortes de perforación.

Procedimientos especiales de limpieza delpozo y viajes proveyeron una acción mecánicapara eliminar los derrumbes más grandes. Seincrementó el tiempo de circulación antes desacar la tubería de perforación del pozo cuandose llegó a la profundidad de la zapata de la tube-ría de revestimiento, cuando se alcanzó el fondodel pozo y al perforar a ciertos ángulos de incli-nación críticos. El material de derrumbe llegó alas temblorinas (zarandas vibratorias) despuésde varias circulaciones completas, cuando losrecortes de perforación normales ya no circula-ban en las temblorinas y los derrumbes siguieroncirculando hacia la superficie durante variashoras.

La ventana de densidad del lodo aceptableera tan estrecha que persistía la posibilidad defracturamiento de la formación. El equipo a cargode la perforación observó cierta distensión delpozo, seguida por pérdidas de lodo. Las fracturasde este intervalo fueron localizadas mediante elanálisis de los registros de resistividad MWDrepetidos (técnica de lapsos de tiempo), adquiri-dos durante la perforación y nuevamente durantela extracción de las herramientas del pozo.13 Elequipo a cargo de la perforación trató las fractu-ras con material de control de pérdida de fluido yredujo la densidad del lodo a un nivel aceptableen base al MEM actualizado en tiempo real.

El análisis indicó que el gradiente de esfuerzohorizontal mínimo en los cuerpos arenosos era0.035 g/cm3 [0.3 lbm/gal] menor que el de laslutitas, de modo que se actualizó el modelo paradar cuenta de esta diferencia de resistencia delas distintas litologías.

La vigilancia permanente de los pozos,sumado a un modelo MEM que posibilitó conocerlos eventos no deseados, permitió que tres pozosalcanzaran con éxito la profundidad total. No seregistró incidente alguno de tubería aprisionada,herramientas perdidas en el pozo o re-entradas.Las pérdidas de fluido secundarias observadasfueron abordadas con éxito. Se alcanzaron todoslos objetivos; todas las columnas de revesti-miento fueron asentadas en las profundidadesplanificadas. En promedio, el ahorro total en tér-minos de tiempo en la construcción de estos tres

pozos fue del 15%. Considerando solamente eltiempo invertido en la perforación, el ahorro fuede un 45%, comparado con el plan previo a la per-foración del campo Petronius.

Control de la producción de arenaEl MEM también desempeña un papel importanteen lo que respecta al control de la producción dearena que a menudo se observa en formacionesdébiles y no consolidadas. La arena que se des-plaza en la corriente de flujo, erosiona los tubula-res y puede dañar el equipo de superficie y desubsuelo. La prevención de la producción dearena frente a la formación suele ser el mejormétodo de minimización de este daño, utilizandodisparos orientados o bien terminaciones sincedazos (filtros).14 En ciertas situaciones, el frac-turamiento vertical indirecto (IVF, por sus siglasen inglés) provee control de arena ya que se dis-para una zona competente y se fractura una zonaproductiva adyacente, menos competente.15 Lacorrecta aplicación del IVF requiere un conoci-miento detallado de la formación, la litología y laspropiedades geomecánicas, lo que puede obte-nerse a partir de un MEM.

En el año 2000, el operador Sakhalin EnergyInvestment Company aplicó la técnica IVF en elcampo Piltun-Astokhskoye, ubicado unos 12 km[7 millas] al noreste de Sakhalin Island, Rusia(arriba).16 Los pozos del campo son propensos a laproducción de arena proveniente de zonas pro-ductivas pobremente consolidadas.

Los pozos habían sido terminados utilizandotratamientos de fracturamiento hidráulicoseguido de empaque de grava y tratamientos deempaque con agua a alto régimen de inyección(HRWP, por sus siglas en inglés).17 Después deltratamiento, los pozos mostraron un alto factorde daño mecánico positivo.18 El operador probó elIVF para verificar si la formación en sí podríacontrolar la producción de arena, trabajando conSchlumberger para examinar la litología y la geo-mecánica del pozo candidato en detalle. Se estu-diaron varios pozos para generar un MEM.

La porción de la zona petrolífera que exhibela permeabilidad más alta comprende una are-nisca pobremente consolidada que correspondea arenas limpias de grano fino a medio, con esca-sas cantidades de arcilla. El ambiente de sedi-mentación consistía en una plataforma marina,correspondiente a una secuencia granocreciente;las secciones inferiores están más consolidadasdebido al mayor grado de concentración ycementación de las arcillas. Las zonas barrera,altamente consolidadas, varían de limolita arci-llosa y arenisca a lutitas.

Si bien el valor medio de la permeabilidad dela formación oscila entre 150 y 200 mD, las are-niscas limpias tienen permeabilidades altas dehasta 4 D. La permeabilidad en el pozo se calculóutilizando la transformada de permeabilidad deTimur-Coates en base al registro de ResonanciaMagnética Combinable CMR.19 Estas medicionesse calibraron con datos de núcleos.

36 Oilfield Review

RUSIA

RUSIA

SakhalinIsland

CampoPiltun-Astokhskoye

CHINA

JAPÓN

T a t a rS

o un

d

M a r d e O k h o t s k

> Campo Piltun-Astokhskoye, en el área marina de Sakhalin Island, Rusia.

Otoño de 2003 37

La dirección de los esfuerzos horizontalesmáximos, σH, fue determinada utilizando unaherramienta de generación de Imágenes SónicaDipolar DSI que opera en modo dipolar cruzado.La respuesta de la herramienta DSI indicó que ladirección de σH máximo es noreste-suroeste.Esto fue corroborado mediante los resultados dela ovalización por ruptura de la pared del pozo,observada en un registro de calibrador de cuatrobrazos.

Otras propiedades para el MEM, tales como larelación de Poisson y el módulo de Young, tam-bién se obtuvieron del registro DSI. Las medicio-nes de la resistencia a la compresión noconfinada obtenidas de los núcleos se calibraroncon la UCS derivada de una correlación de regis-tros DSI.

Disparos—Las localizaciones seleccionadaspara los disparos dieron cuenta de las magnitu-des y direcciones de los esfuerzos para minimizarla falla de los túneles dejados por los disparos.20

Si bien la orientación preferida para los disparosen estos pozos muy desviados era la vertical, nosiempre fue posible utilizarla.

Se seleccionó un intervalo de disparo dentrodel intervalo más consolidado, de menor perme-abilidad, situado levemente por debajo de la zonaobjetivo de alta permeabilidad. En base a lainformación del MEM, el diseño de tratamientosde fracturamiento hidráulico FracCADE y elmodelado del programa de computación indica-ron que el IVF se desarrollaría desde la zonacompetente hacia el intervalo más productivo ymás débil, situado por encima (derecha). Elmodelo ayudó a diseñar la densidad de los dispa-ros, la penetración y el tamaño del pozo paraminimizar la posibilidad de producción de arenade formación o de apuntalante.

13. Inaba M, McCormick D, Mikalsen T, Nishi M, Rasmus J,Rohler H y Tribe I: “El auge de las imágenes de la pareddel pozo,” Oilfield Review 15, no. 1 (Verano de 2003):24–39.

14. Para obtener mayor información sobre terminacionessin cedazos, consulte: Acock A, Heitmann N, Hoover S,Malik BZ, Pitoni E, Riddles C y Solares JR: “Métodos decontrol de la producción de arena sin cedazos,” OilfieldReview 15, no. 1 (Verano de 2003): 40–57.Para obtener mayor información sobre fracturamiento yempaque, consulte: Ali S, Norman D, Wagner D, AyoubJ, Desroches J, Morales H, Price P, Shepherd D, ToffaninE, Troncoso J y White S: “Método combinado de estimu-lación y control de la producción de arena,” OilfieldReview 14, no. 2 (Otoño de 2002): 32–53.

15. Bale A, Owren K y Smith MB: “Propped Fracturing as aTool for Sand Control and Reservoir Management,” artículo de la SPE 24992, presentado en la ConferenciaEuropea del Petróleo de la SPE, Cannes, Francia, 16 al 18 de noviembre de 1992.Para información sobre las primeras aplicaciones deesta técnica para controlar la producción de creta, con-sulte: Moschovidis ZA: Interpretation of Pressure

Rayosgamma

Prof., m Agua

Hidrocarburo

Agua

Hidrocarburo

0 1

Resumen litológico

2240

2250

2260

2270

API0 150

0 GPa 100

Módulo de Young

0 kPa/m 36

Gradiente de esfuerzo de cierre25 porcentaje 0

Porosidad-Densidad

0.0 0.6

Relación de Poisson

Lutita

Arenisca

Caliza

25 porcentaje 0

Porosidad-Neutrón

100 porcentaje 0

Saturación de agua

25 porcentaje 0

Porosidad efectiva

25 porcentaje 0

Porosidad total

> Geomecánica del campo Piltun-Astokhskoye. Un simulador de fractura FracCADE utiliza la petrofí-sica (Carril 3) y la litología de las formaciones (Carril 1) para evaluar las propiedades mecánicas delas formaciones (Carril 2). En el Carril 2, la variabilidad del esfuerzo de cierre de fractura (rojo), unamedida del esfuerzo horizontal mínimo, es representada en el modelo como zonas de esfuerzo cons-tante (azul).

Decline for Minifrac Treatments Initiated at the Interfaceof Two Formations,” artículo de la SPE 16188, presentadoen el Simposio de Operaciones de Producción de la SPE,Ciudad de Oklahoma, Oklahoma, EUA, 8 al 10 de marzode 1987.

16. Akbar Ali AH, Marti S, Esa R, Ramamoorthy R, Brown T yStouffer T: “Advanced Hydraulic Fracturing UsingGeomechanical Modeling and Rock Mechanics—AnEngineered Integrated Solution,” artículo de la SPE68636, presentado en la Conferencia y Exhibición delPetróleo y el Gas de la Sección Asia Pacífico de la SPE,Yakarta, Indonesia, 17 al 19 de abril de 2001.

17. El empaque de agua de alto rendimiento es un métodode control de la producción de arena que consiste enfracturar una formación para colocar grava en la parteexterna de la tubería de revestimiento y de los disparos,más allá del radio de daño de un pozo. El diseño de lafractura normalmente implica una longitud media de 0.6a 3 m [2 a 10 pies] con una conductividad moderada dela fractura (10 a 15-kg/m2) [2 a 3-lbm/ft2]; usualmente escreada con fluidos Newtonianos, tal como el fluido determinación.

18. El factor de daño es un factor adimensional calculadopara determinar la eficiencia de la producción de unpozo, mediante la comparación de las condiciones rea-les con condiciones teóricas o ideales. Un valor de dañomecánico positivo indica que cierto daño o ciertasinfluencias están deteriorando la productividad del pozo.

19. Para obtener mayor información sobre adquisición deregistros geofísicos de resonancia magnética nuclear,consulte: Allen D, Crary S, Freedman B, Andreani M,Klopf W, Badry R, Flaum C, Kenyon B, Kleinberg R,Gossenberg P, Horkowitz J, Logan D, Singer J y White J:“How to Use Borehole Nuclear Magnetic Resonance,”Oilfield Review 9, no. 2 (Verano de 1997): 34-57.

20. Almaguer J, Manrique J, Wickramasuriya S, Habbtar A,López-de-Cárdenas J, May D, McNally AC y Sulbarán A:“Orientación de los disparos en la dirección correcta,”Oilfield Review 14, no. 1 (Verano de 2002): 18-33.

El primer pozo tratado con la técnica IVF enel campo Piltun-Astokhskoye exhibió una eficien-cia de flujo considerablemente superior a la delos pozos terminados con tratamientos de fractu-ramiento y empaque y HRWP convencionales.Una prueba de incremento de presión propor-cionó información sobre el tratamiento de frac-turamiento hidráulico IVF. El pozo fue cerrado enla superficie, de manera que los efectos de alma-cenamiento del pozo—cambios de presión cau-sados por el pozo y respuesta del fluido alcierre—enmascararon la respuesta en el cortoplazo de los datos de presión de fondo obtenidoscon los manómetros permanentes de fondo depozo. Los datos de incremento de presión, unavez desaparecidos los efectos de almacena-miento del pozo, mostraron una terminación exi-tosa. Los resultados indicaron que la fracturacubría todos los disparos, y la conductividad de lafractura era tan alta que el incremento de pre-sión se comportaba como si no existiera fracturaalguna; se comportaba como una terminacióndirecta en la zona disparada consolidada y en lazona productiva débil de alta permeabilidad.

Las pruebas de incremento de presión reali-zadas en éste y otros pozos terminados posterior-mente en el campo Piltun-Astokhskoye contratamientos IVF mostraron poco o ningún dañomecánico, lo que indica el éxito de los tratamien-tos. Esta serie de pozos terminados con el trata-miento IVF arrojaron una producción promediode 9800 BOPD [1560 m3/d] al cabo de 90 días y suproducción estuvo en esencia libre de arena, a lolargo del mes de junio de 2003 (arriba).

El método IVF proporcionó al operador una ter-minación eficaz a un precio sustancialmenteinferior al de un tratamiento de fracturamientoy empaque.

Yacimiento Jauf—El yacimiento Jauf deArabia Saudita también tiene estratos no consoli-dados con propensión al arenamiento; pero, adiferencia del campo Piltun-Astokhskoye, su per-meabilidad oscila de baja a moderada.21

Comenzando en el año 2000, el operador colaborócon Schlumberger para utilizar el proceso deoptimización de pozos PowerSTIM a fin de esti-mular y controlar con éxito la producción de sóli-dos. Los pozos fueron terminados en una zonagasífera utilizando fracturas apuntaladas y termi-naciones sin cedazos.22

Un análisis petrofísico, incluyendo el examende núcleos de diversos pozos perforados a travésde este intervalo, mostró zonas débiles y no con-solidadas separadas por zonas de arena más com-pactas que contenían arcilla micácea comocemento de revestimiento y de relleno de poros.23

El equipo de trabajo construyó un MEM basadoen información de núcleos y registros geofísicos,lo que confirmó la debilidad de muchas de lasarenas gasíferas (próxima página).

El módulo de Young, y el valor de UCS corre-lacionado, disminuyeron en un factor de seisentre las zonas competentes y los estratos no con-solidados. Los estratos débiles mostraban pro-pensión a la producción de arena. Sobre la basedel MEM, siempre que resultara posible, los dis-paros se ubicaron a una distancia de entre 3 y 6m [10 y 20 pies] con respecto a estas áreas, y el

intervalo de disparo se restringió a menos de 9 ó12 m [30 ó 40 pies].

El MEM y el plan de estimulación fueronactualizados con los resultados de cada pozo. Laestrecha colaboración entre el operador y losespecialistas de Schlumberger resultó esencialpara el éxito del diseño y la implementación deeste programa de estimulación. El operador esta-bleció un equilibrio entre eliminar la producciónde sólidos y lograr la máxima productividad delpozo. El tiempo y los costos de limpieza declina-ron a medida que avanzaba el programaPowerSTIM.24

Acoplamiento entre la geomecánica y el flujo de fluidoSchlumberger realizó una auditoría de datos yconstruyó un MEM del campo Miskar para lacompañía operadora BG. El campo petrolero seencuentra ubicado a unos 110 km [68 millas] aleste-sureste de Sfax, Tunicia, en el Golfo deGabès. En el informe previo a la perforación seidentificaron peligros y recomendaciones parauna perforación segura en este campo de gascondensado. La mayor parte de las dificultadesrelacionadas con la perforación en pozos perfo-rados anteriormente se produjeron durante laperforación de formaciones mecánicamentedébiles, sobrepresionadas, químicamente activasy fracturadas o falladas. Utilizando el MEM, BGinició una nueva campaña de perforación en elcampo petrolero.

38 Oilfield Review

Número de pozo

Terminación Fecha determinación

Capacidadde flujo,kh, mD-pie

Gasto depetróleoB/D

Gasto de gaspc/D

PA-106

PA-105

PA-103

PA-104

PA-109

PA-102

PA-113

PA-111

PA-114

Fracturamiento y empaque

HRWP, tubos de derivación

Fracturamiento y empaque, tubos de derivación

Sin cedazos (cedazos)

Sin cedazos

Sin cedazos

Sin cedazos

Sin cedazos

Sin cedazos

julio de 1999

agosto de 1999

agosto de 1999

octubre de 1999

mayo de 2000

mayo de 2000

mayo de 2000

mayo de 2000

junio de 2000

N/D

N/D

N/D

16,000

130,000

N/D

N/D

25,000

N/D

13,757

7,347

6,003

6,735

13,573

14,941

7,643

3,774

8,284

8,462

3,873

3,712

4,332

7,715

8,263

4,563

2,013

4,256

> Comparación de la productividad para terminaciones sin cedazos y otros métodos en el campoPiltun-Astokhskoye. Las terminaciones sin cedazos incluyeron el fracturamiento vertical inducido.La abreviatura N/D indica que no se dispone de información.

Otoño de 2003 39

21. Solares JR, Bartko KM y Habbtar AH: “Pushing theEnvelope: Successful Hydraulic Fracturing for SandControl Strategy in High Gas Rate ScreenlessCompletions in the Jauf Reservoir, Saudi Arabia,” artí-culo de la SPE 73724, presentado en el Simposio yExhibición Internacional sobre Control de Daño deFormación de la SPE, Lafayette, Luisiana, EUA, 20 al 21de febrero de 2002.

22. Para obtener mayor información sobre el yacimientoJauf: Acock, referencia 14.Para obtener mayor información sobre el procesoPowerSTIM: Al-Qarni AO, Ault B, Heckman R, McClureS, Denoo S, Rowe W, Fairhurst D, Kaiser B, Logan D,

XX000

XX900

Profundidadmedida,

piesVolúmenes

Hidrocarburomovilizado

Agua

Gas

Cuarzo

Ilita

vol/vol 01

XX200

XX100

XX400

XX300

XX500

Correlación deregistros

geofísicosDinámica

millones

de lpc0.50

Correlación deregistros

geofísicosEstática

Laboratorio

Relación dePoisson

EstáticaDinámica

0.50

0.50

CarbonatoCorrelación de

registrosgeofísicosDinámica

200 lpc

Correlación deregistros

geofísicos50,0000

lpc 50,0000

lpc/pie

Prueba deminifractura

1.20.7

lpc/pie

Gradientede fractura

1.20.7

lpc

Resistencia alesfuerzo de corte

10,0000

lpc

Tendencia al arenamiento

50000

lpc

Resistenciaa la tracción

Tendencia alarenamiento

Ausencia dearenamiento

Muy baja

Baja

Media

Alta

Ajustada

10,0000

Correlación deregistros

geofísicosEstática

Laboratorio

Laboratorio

UCS

Relación dePoisson

EstáticaDinámica

200

20

millonesde lpc

millonesde lpc0

Formación Jauf

Yacimiento Jauf

Base Jauf

> Tendencia al arenamiento para un pozo del yacimiento Jauf. Los parámetros de resistencia mecá-nica proporcionaron un pronóstico de la tendencia al arenamiento (carril derecho extremo), codifi-cado en colores, para distinguir áreas de mayor potencial de arenamiento.

McNally AC, Norville MA, Seim MR y Ramsey L: “De laspropiedades de los yacimientos a las soluciones de esti-mulación,” Oilfield Review 12, no. 4 (Primavera de 2001):44–65.

23. Al-Qahtani MY, Rahim Z, Biterger M, Al-Adani N, SafdarM y Ramsey L: “Development and Application ofImproved Reservoir Characterization for OptimizingScreenless Fracturing in the Gas Condensate JaufReservoir, Saudi Arabia,” artículo de la SPE 77601, pre-sentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 29 de septiembre al2 de octubre de 2002.

24. Ramsey L, Al-Ghurairi F y Solares R: “Wise Cracks,”Middle East & Asia Reservoir Review 3 (2002): 10–23.

Durante la perforación de la porción inferiordel primer pozo del programa, un ingeniero geo-mecánico de Schlumberger estaba presente en lalocalización del pozo para controlar los informesde perforación diarios y actualizar el MEM. Estepozo fue perforado sin los incidentes de tiempono productivo registrados en los pozos anterio-res. BG utilizó el MEM actualizado para dospozos adicionales, que lograron alcanzar conéxito sus objetivos direccionales primarios ysecundarios sin problemas de inestabilidad. Concada pozo perforado, se pudo actualizar la basede datos, proporcionando una base para el mejo-ramiento continuo de la perforación en el campoMiskar.

Con un MEM construido para el campo,Schlumberger aplicó una nueva herramientapara los estudios de yacimientos (arriba). Elmodelo de yacimiento y geomecánico combinadoECLIPSE-GM provee la base para determinar elefecto que tienen los cambios de los esfuerzosejercidos sobre las rocas en las propiedades deflujo del yacimiento.

En ausencia de soporte de presión, prove-niente de un acuífero o de la inyección de agua ode gas, la producción de hidrocarburos de uncampo petrolero reduce la presión en los espa-cios porosos de las formaciones. El peso de losestratos de sobrecarga pasa de estar sustentado

por la presión de poro a estar sustentado por laestructura de la roca, aumentando los esfuerzossobre ese marco sólido. Este cambio del estadode los esfuerzos puede traducirse en pérdida deporosidad y permeabilidad y, en casos extremos,puede provocar la deformación o la falla del pozo.

En el pasado, para el modelado de este com-portamiento se utilizaban acoplamientos entrelos modelos mecánicos y el flujo relativamenteligeros.25 Los simuladores de flujo de yacimientoscontienen por lo general modelos geomecánicosrelativamente sencillos y los simuladores mecáni-cos normalmente contienen modelos de flujomonofásico simples. En una simulación con aco-plamiento ligero, los resultados de presión y volu-men de un incremento de tiempo del modelo deflujo se convierte en datos de entrada para elmodelo mecánico y viceversa. El proceso realizauna iteración de este mismo incremento detiempo hasta que los valores de entrada y salidase encuentran dentro de una tolerancia acepta-ble. Luego, los modelos pasan al siguiente incre-mento de tiempo.

El modelado que utiliza un acoplamientoligero es difícil y lento. Separar el flujo detalladodel modelado mecánico detallado tambiéngenera posibles inconsistencias y un modeladofísico incorrecto de los fenómenos de flujo ymecánicos acoplados.

El simulador ECLIPSE-GM utiliza un modeloque combina geomecánica y física de flujo en unconjunto de ecuaciones, eliminado los problemasde acoplamiento ligero y garantizando una repre-sentación más precisa de la dinámica del yaci-miento.

La simulación del campo Miskar combinó lageología de campo con los valores sintéticos paradeterminar las propiedades de flujo y de los flui-dos. La simulación demostró cómo una permea-bilidad dependiente del esfuerzo reducía laproducción de gas prevista (próxima página,abajo). En una carrera independiente, la utiliza-ción de un programa de computación para elmanejo de la producción de arena permitió pre-decir la restricción sobre la caída de presiónnecesaria para evitar la falla de la formación enel pozo. La caída de presión reducida resultantefue utilizada con el modelo del campo MiskarECLIPSE-GM para demostrar la pérdida de pro-ducción prevista como consecuencia de ese cons-treñimiento (próxima página, arriba). La salidadel modelado ECLIPSE-GM también puede defi-nir las condiciones de los esfuerzos para el análi-sis de fracturas, la estabilidad del pozo y lacompactación.

40 Oilfield Review

0 7.8 15.6

Desplazamiento vertical de la roca, m

23.4 31.2

> Mapa de simulación de yacimientos del campo Miskar. El código de colores indica el desplazamiento vertical de la roca comoresultado de los cambios producidos en los esfuerzos después de un año de agotamiento.

25. Ruddy I, Andersen MA, Pattillo PD, Bishlawi M y FogedN: “Rock Compressibility, Compaction, and Subsidencein a High-Porosity Chalk Reservoir: A Case Study ofValhall Field,” Journal of Petroleum Technology 41, no. 7(Julio de 1989): 741–746.

Otoño de 2003 41

Observación del desarrollo de modelosAunque en todo el mundo está aumentando lacantidad de campos petroleros que cuentan conun modelo mecánico del subsuelo bien desarro-llado, su número es todavía escaso. Muchos cam-pos tienen un volumen sustancial de datosgeomecánicos, pero esos datos aún no han sidointegrados en un marco unitario coherente y amenudo no se dispone de una auditoría completade los datos.

Si bien no resulta económico generar un MEMpara cada campo petrolero del portafolio de unacompañía petrolera, es prudente averiguar, antesde embarcarse en el desarrollo o el redesarrollode un campo petrolero grande, si la construcciónde un MEM como parte de la planeación del pro-yecto generará ahorros para la compañía en ellargo plazo.

Hasta la fecha, la mayoría de los modelosmecánicos del subsuelo han sido construidos confines de perforación, pero eso está cambiandocomo lo indican los casos de terminaciones depozos descriptos en este artículo. Una de las tan-tas ventajas de utilizar el proceso MEM es que lainformación queda disponible para otros fines,tales como el manejo de yacimientos o mejora-miento de la producción. La inversión queimplica la construcción de un modelo puede seramortizada a lo largo de toda la vida productivadel campo petrolero, ya que el MEM se convertiráen una herramienta para la vigilancia rutinaria yel manejo de los cambios de esfuerzos del yaci-miento. —MAA

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> Declinación de la productividad con la falla de la formación. Las predicciones de la falla de la for-mación en diferentes localizaciones del intervalo de producción se obtuvieron con un programa decomputación de manejo de la producción de arena. El resultado puede ingresarse en el modeloECLIPSE-GM para mostrar la declinación de la productividad de gas pronosticada (verde), comparadacon el caso básico (azul), cuando estas localizaciones con fallas son aisladas para minimizar la pro-ducción de sólidos. También se muestra el régimen de producción de gas.

> Reducción de la productividad con la permeabilidad dependiente delesfuerzo. El simulador ECLIPSE-GM puede incorporar un valor de permeabili-dad dependiente del esfuerzo (recuadro), combinado con los cambios produci-dos en el campo de esfuerzos. Tomando en cuenta el valor de la permeabilidaddependiente del esfuerzo se reduce la productividad de gas pronosticada enun 29% al cabo de 20 años (púrpura), comparado con el caso básico (azul).También se muestra el régimen de producción de gas.