TRABAJO ESPECIAL DE GRADO

Presentado ante la ilustre Universidad

Central de Venezuela para optar por el

Ttulo de Ingeniera de Petrleo.

Por la Br. Snchez A., Iriani F.

Caracas, Junio de 2013.

METODOLOGA PARA MEJORAR LA TASA DE INYECCIN

DE GELES EN LAS ARENAS A/B, FORMACIN GOBERNADOR,

CAMPO BORBURATA

TRABAJO ESPECIAL DE GRADO

TUTOR ACADMICO: Prof. Carlos Gil.

TUTOR INDUSTRIAL: Ing. Guillermo Martnez.

Presentado ante la ilustre Universidad

Central de Venezuela para optar por el

Ttulo de Ingeniera de Petrleo.

Por la Br. Snchez A., Iriani F.

Caracas, Junio de 2013.

METODOLOGA PARA MEJORAR LA TASA DE INYECCIN

DE GELES EN LAS ARENAS A/B, FORMACIN GOBERNADOR,

CAMPO BORBURATA

iii

DEDICATORIA

A Dios por dar la fe, esperanza y fortaleza para alcanzar mis metas.

A las tres personas ms importantes en mi vida, por su apoyo incondicional, por la

confianza que en todo momento me dieron, y por sus consejos, mil gracias a

Rosabel Araque, Asdrbal Snchez y Viviana Snchez, sin ustedes esto no

hubiese sido posible.

iv

AGRADECIMIENTO

A Dios, por darme la fortaleza necesaria para el desarrollo de este trabajo.

A La Casa que vence la Sombra, la Universidad Central de Venezuela por todo

de lo que en ella aprend.

A mi Tutor Industrial, Ing. Guillermo Martnez, por brindarme la oportunidad de

realizar m trabajo especial de grado bajo su supervisin, gracias por su ayuda.

A mi Tutor Acadmico, Prof. Carlos Gil, quien a travs de sus conocimientos y

apoyo me gui en la etapa ms importante de la universidad.

A mis padres, Rosabel Araque y Asdrbal Snchez por haberme hecho crecer

entre tantas alegras, y sobre todo por confiar y creer en m. A mi hermana, por

estar siempre a mi lado, apoyndome y aconsejndome en todo momento.

Gracias a mis tos y primos, en especial a mi ta Jazmn, to Edward, Nay y Jos

por el apoyo brindado durante los primeros aos de la carrera. Del mismo modo,

agradezco a Carlos por tu apoyo, y porque bajo cualquier circunstancia siempre

nos regalas sonrisas.

A PDVSA Distrito Sur, en especial al equipo de Esquemas de Explotacin,

Estudios Integrado, Yacimientos Barinas, por toda la colaboracin prestada y

brindarme el apoyo necesario para la elaboracin de este trabajo.

A mis amigos, Zandy Ferrigni, Thaismar Rodrguez, Alexis Berthi, Dayre

Carreo, Liseth Lpez, Natasha Lemoine, Ana Elisa Chacn, Joisanna Briceo,

Nathalia Mannina y Dieli Heredia, gracias por su amistad incondicional.

A todos Uds. MIL GRACIAS.

v

Snchez A., Iriani F.

METODOLOGA PARA MEJORAR LA TASA DE INYECCIN DE

GELES EN LAS ARENAS A/B, FORMACIN GOBERNADOR, CAMPO

BORBURATA

Tutor Acadmico: Prof. Carlos Gil. Tutor Industrial: Ing. Guillermo

Martnez. Tesis. Caracas, U.C.V. Facultad de Ingeniera. Escuela de

Ingeniera Petrleo. 2013, 165p.

Palabras Claves: Campo Borburata, Formacin Gobernador, miembro A/B.

Caracterizacin esttica, caracterizacin dinmica, metodologa de inyeccin.

Resumen. La Formacin Gobernador A/B, del campo Borburata, cuenta con 80.7 MMBLS de petrleo original en sitio (POES) y con unas reservas remanentes de 4.9 MMBLS, con un corte de agua que ha incrementado progresivamente, logrando abarcar un 84% de la produccin total del campo, ocasionando una prematura y acelerada declinacin de la tasa de produccin del petrleo, debido a la existencia de conificacin o canalizacin en los pozos perforados en la zona de inters. En base a lo anterior, el Distrito Barinas ha visualizado mitigar el efecto del agua en las arenas completadas en la Formacin Gobernador A/B, por medio de la inyeccin de geles sellantes, por lo cual se acord realizar un estudio donde se analice en detalle todas las variables involucradas en la operacin de inyeccin, con la finalidad de identificar los factores que puedan mejorar la inyectividad en las arenas de la Formacin Gobernador A/B, logrando as generar una metodologa integral que pueda aplicarse durante las operaciones futuras de control de agua en dicha formacin. En general, se realiz una revisin y adecuacin de los parmetros utilizados durante la operacin de inyeccin, abarcando desde el anlisis de pruebas de inyectividad realizadas, pruebas de interaccin fluido-fluido, roca-fluido dentro y fuera del medio poroso, estimacin de presin de poro y la presin de fractura. El trabajo de investigacin se realiz con los equipos pertenecientes a la Gerencia Esquemas de Explotacin y Desarrollo de Yacimiento Barinas de PDVSA Divisin Boyac, ubicado en el estado Barinas.

vi

NDICE

LISTA DE TABLAS ............................................................................................. ix

LISTA DE FIGURAS .............................................................................................. x

INTRODUCCIN ................................................................................................... 1

CAPTULO I: PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ................................... 2

1.1. Objetivos ....................................................................................................... 3

1.1.1. Objetivo general ................................................................................. 3 1.1.2. Objetivos especficos .......................................................................... 3

1.2. Alcance .......................................................................................................... 4

1.3. Justificacin .................................................................................................. 5

1.4. Limitaciones .................................................................................................. 6

CAPTULO II: FUNDAMENTOS TERICOS ................................................. 7

2.1. Yacimiento .................................................................................................... 7

2.2. Propiedades Fsicas de la Roca ..................................................................... 7

2.2.1. Porosidad () ..................................................................................... 7 2.2.2. Saturacin ......................................................................................... 10 2.2.3. Permeabilidad (K) ............................................................................ 11

2.3. Propiedades de los Fluidos .......................................................................... 13

2.3.1. Validacin de los datos generados a partir de anlisis PVT ............ 16 2.4. Registros de Pozos ...................................................................................... 20

2.4.1. Registros elctricos .......................................................................... 20 2.4.2. Registros radioactivos ...................................................................... 21 2.4.3. Registros acsticos ........................................................................... 23 2.4.4. Registros de presin de poro ............................................................ 24

2.5. Geomecnica ............................................................................................... 25

2.6. Presin de Formacin .................................................................................. 26

2.6.1. Origen de presin anormal ............................................................... 27 2.6.2. Presin de sobrecarga ....................................................................... 28 2.6.3. Tendencia de compactacin ............................................................. 29

2.6.3.1. Mtodo de Athy (1930) ........................................................ 30 2.6.3.2. Heasler y Kharitonova (1996) .............................................. 31

2.6.4. Prediccin de presin de poro .......................................................... 32 2.6.4.1. Mtodo de Eaton (1975) ...................................................... 34

vii

2.6.4.2. Mtodo de Hottman y Johnson (1965) ................................ 36 2.6.4.3. Mtodo de profundidad equivalente .................................... 38

2.6.5. Gradiente de fractura ........................................................................ 39 2.7. Pruebas de Presin ...................................................................................... 43

2.7.1. Tipos de pruebas de presin ............................................................. 43 2.7.2. Parmetros obtenidos a partir de pruebas de presin ....................... 46 2.7.3. Minifrac ............................................................................................ 47

2.8. Indice de inyectividad ................................................................................. 48

2.7. Indicador de la zona de flujo ....................................................................... 48

CAPTULO III: DESCRIPCIN GENERAL DEL REA EN ESTUDIO ... 51

3.1. Geologa Regional ....................................................................................... 51

3.1.1. Caractersticas geolgicas de la cuenca Barinas .............................. 52 3.2. Geologa Local ............................................................................................ 57

3.2.1. Ubicacin geogrfica del campo Borburata ..................................... 57 3.3. Descripcin General de la Arena Gobernador A/B ..................................... 58

3.3.1. Extensin geogrfica ........................................................................ 58 3.3.2. Ambiente sedimentario .................................................................... 59 3.3.3. Caracterizacin geolgica del yacimiento ........................................ 60

CAPTULO IV: MARCO METODOLGICO ................................................ 61

4.1. Revisin Bibliogrfica / Estudio del Arte ................................................... 61

4.2. Recopilacin y Validacin de Datos ........................................................... 63

4.3. Revisin de la Caracterizacin Esttica Existente ...................................... 64

4.3.1. Validacin de los parmetros petrofsicos ....................................... 64 4.3.2. Generacin de mapas de isopropiedades .......................................... 65 4.3.3. Criterio de seleccin para pozos de control ..................................... 65 4.3.4. Clculo de la presin de sobrecarga ................................................. 66 4.3.5. Clculo de la presin de poro ........................................................... 67 4.3.6. Clculo de la presin de fractura ...................................................... 71 4.3.7. Estudio post morten de parmetros y secuencias operacionales

utilizadas durante las pruebas de inyectividad .................................. 72 4.3.8. Estimacin del ndice de inyectividad .............................................. 72

4.4. Revisin de la Caracterizacin Dinmica Existente ................................... 73

4.4.1. Validacin del comportamiento de produccin ................................ 73 4.4.2. Validacin del comportamiento de presin en el yacimiento ........... 74 4.4.3. Evaluacin de las propiedades roca-fluido y fluido-fluido ............... 75

viii

4.4.4. Validacin de las propiedades de los fluidos (parmetros PVT) ...... 76 4.5. Estudio de los Parmetros Operacionales ................................................... 78

CAPTULO V: ANLISIS Y DISCUSIN DE RESULTADOS .................... 79

5.1 Caracterizacin Esttica del Yacimiento .................................................... 79

5.1.1. Anlisis de los parmetros petrofsicos ............................................ 79 5.1.2. Estimacin de presin de sobrecarga, presin de poro y presin de

fractura .............................................................................................. 85 5.1.3. Anlisis de parmetros post morten y secuencias operacionales

utilizadas durante pruebas de inyectividad ....................................... 90 5.1.4. Clculo del ndice de inyectividad .................................................... 93

5.2. Caracterizacin Dinmica del Yacimiento .................................................. 94

5.2.1. Anlisis del comportamiento histrico de produccin ..................... 94 5.2.2. Anlisis del comportamiento histrico de presin .......................... 116 5.2.3. Anlisis de la propiedades roca-fluido y fluido-fluido ................... 122 5.2.4. Anlisis de las propiedades de los fluidos (parmetros PVT) ........ 125

5.3. Anlisis de los Parmetros Operacionales ............................................... 130 CONCLUSIONES .............................................................................................. 134

RECOMENDACIONES .................................................................................... 137

REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS ............................................................. 138

BIBLIOGRAFA ................................................................................................ 140

ANEXOS. ........................................................................................................ 142

ANEXO A. ....................................................................................................... 143

ANEXO B. ....................................................................................................... 146

ANEXO C. ....................................................................................................... 149

ix

LISTA DE TABLAS

Tabla II.1 Parametros obtenidos a partir de pruebas de presin ........................ 46

Tabla IV.1 Fuente de informacin ...................................................................... 63

Tabla IV.2 Registros requeridos para el anlisis de presiones de formacin ...... 65

Tabla V.1 Propiedades petrofsicas Yacimiento A/B BOR2 ............................. 79

Tabla V.2 Propiedades petrofsica pozo BOR31 ............................................... 81

Tabla V.3 Presin de sobrecarga estimada en el pozo BOR31, Formacin

Gobernador A/B, Campo Borburata ................................................. 85

Tabla V.4 Presin de poro estimada en el pozo BOR31, Formacin Gobernador

A/B, Campo Borburata ..................................................................... 87

Tabla V.5 Ajuste del exponente de Eaton en el pozo BOR31, Formacin

Gobernador A/B, Campo Borburata ................................................. 88

Tabla V.6 Presin de fractura estimada en el pozo BOR31, Formacin

Gobernador A/B, Campo Borburata ................................................. 89

Tabla V.7 Estimacin del ndice de inyectividad .............................................. 93

Tabla V.8 Presiones medidas a nivel del Yacimiento A/B BOR2 ................... 118

Tabla V.9 Puntos de presin tomados con registro MDT, pozo BOR22 ......... 119

Tabla V.10 Presiones medidas a nivel del Yacimiento A/B BOR19 ................. 120

Tabla V.11 Presiones medidas a nivel del Yacimiento A/B BOR38 ................. 121

Tabla V.12 Prueba de desigualdad, pozo BOR16 ............................................. 127

Tabla V.13 Prueba de desigualdad, pozo BOR25 ............................................. 128

Tabla V.14 Resultados obtenidos de las pruebas de consistencia ..................... 128

Tabla V.15 Propiedades de los fluidos en funcin del PVT del pozo BOR16 .. 129

Tabla V.16 Parmetros operacionales del taladro CPV-18 ............................... 130

Tabla V.17 Parmetros operacionales del taladro CPV-19 ............................... 130

x

LISTA DE FIGURAS

Figura II.1 a) Porosidad interconectada, b) Porosidad no interconectada ........... 8

Figura II.2 Ilustracin de la permeabilidad ......................................................... 11

Figura II.3 Proceso de liberacin instantnea ..................................................... 14

Figura II.4 Proceso de liberacin diferencial ...................................................... 14

Figura II.5 Prueba de separador .......................................................................... 15

Figura II.6 a) Pb sobreestimada, b) Pb subestimada ........................................... 17

Figura II.7 Configuracin de la sonda snica bsica .......................................... 24

Figura II.8 Grficos desarrollados por H&J. a) para registros snicos, b) para

registros de resistividad .................................................................... 37

Figura II.9 Correlacin de Mathews y Kelly ...................................................... 42

Figura II.10 Comportamiento de la prueba Build-up ............................................ 43

Figura II.11 Comportamiento de la prueba Draw-down ....................................... 44

Figura II.12 Comportamiento de la prueba Fall-off .............................................. 44

Figura II.13 Comportamiento de la prueba MDT ................................................. 45

Figura II.14 Comportamiento del minifract .......................................................... 47

Figura III.1 Ubicacin geogrfica de Cuenca Barinas-Apure .............................. 51

Figura III.2 Columna estratigrfica cuenca Barinas-Apure ................................. 53

Figura III.3 Registros tipo de la cuenca Barinas-Apure, pozo BOR31 ................ 54

Figura III.4 Seccin NO - SE de la cuenca Barinas Apure ............................... 56

Figura III.5 Ubicacin geogrfica del campo Borburata ...................................... 57

Figura III.6 Columna Estratigrfica con las asociaciones de facies identificadas

en la formacin Gobernador ............................................................. 59

Figura IV.1 Esquema metodolgico ..................................................................... 61

Figura IV.2 Ubicacin de los pozos de control .................................................... 65

Figura IV.3 Tiempo de trnsito vs profundidad utilizando el mtodo de Eaton,

registros snico de BOR31 ............................................................... 68

Figura IV.4 Tiempo de trnsito vs profundidad utilizando el mtodo de H&J,

registro snico de BOR31 ................................................................. 70

xi

Figura V.1 Crossplot de Neutron vs. Densidad, pozo BOR31 ...................... 80

Figura V.2 Grfico de Porosidad del Ncleo vs. Porosidad Total y Efectiva ..... 80

Figura V.3. Mapa de arena neta petrolfera del Yacimiento A/B BOR2 ............. 82

Figura V.4 Mapa porosidad del Yacimiento A/B BOR2 .................................... 83

Figura V.5 Mapa de permeabilidad del Yacimiento A/B BOR2 ........................ 84

Figura V.6 Tiempo de trnsito vs profundidad, pozo BOR31 ............................ 86

Figura V.7 Ubicacin de pozos con pruebas de inyectividad ............................. 90

Figura V.8 Prueba de inyectividad BOR8 ........................................................... 91

Figura V.9 Resultados de pruebas de inyectividad, Campo Borburata,

Formacin Gobernador A/B ............................................................. 92

Figura V.10 Comportamiento de las formaciones del campo Borburata .............. 94

Figura V.11 Ubicacin espacial del campo Borburata .......................................... 95

Figura V.12 Reservas recuperables (en condicin inicial) de cada arena de la

Formacin Gobernador A/B ............................................................. 96

Figura V.13 Ventana de oportunidades de cada yacimiento ................................. 97

Figura V.14 Comportamiento de produccin de Campo Borburata, Gob. A/B .... 99

Figura V.15 Comportamiento de produccin del Yacimiento BOR22 ............... 101

Figura V.16 Curva de declinacin del Yacimiento BOR22 ................................ 103

Figura V.17 Comportamiento de produccin del Yacimiento BOR19 ............... 104

Figura V.18 Curva de declinacin del Yacimiento BOR19 ................................ 106

Figura V.19 Comportamiento de produccin del Yacimiento BOR2 ................. 108

Figura V.20 Curva de declinacin del Yacimiento BOR2 .................................. 112

Figura V.21 Comportamiento de produccin del Yacimiento BOR38 ............... 113

Figura V.22 Curva de declinacin del Yacimiento BOR38 ................................ 115

Figura V.23 Comportamiento histrico de presin del Yacimiento BOR2 ........ 117

Figura V.24 Comportamiento histrico de Presin del Yacimiento BOR19 ...... 120

Figura V.25 FZI a partir de: a) Pruebas de Kr, b) Pruebas de Pc ........................ 122

Figura V.26 Promedio de las curvas de permeabilidades relativas normalizadas

para: a) regin 1, b) regin 2 ........................................................... 123

Figura V.27 Curvas de permeabilidades relativas del yacimiento A/B BOR2 ... 123

xii

Figura V.28 Curva de presin capilar del yacimiento A/B BOR2 ...................... 124

Figura V.29 Representacin Y vs. P, pozos BOR7, BOR16 y BOR25 .............. 125

Figura V.30 Validacin de datos PVT con la prueba de compresibilidad, pozo

BOR 7 ............................................................................................. 126

Figura V.31 Validacin del anlisis PVT con data de produccin ..................... 129

1

INTRODUCCIN

El campo Borburata se encuentra ubicado geogrficamente en la regin sureste del

Estado Barinas, cuenta con un rea aproximada de 450 km.

La historia de explotacin del campo Borburata comenz en 1993, con la perforacin

y produccin del pozo BOR 1X, los resultados no fueron satisfactorios por lo que

actualmente se encuentra abandonado debido a su condicin mecnica. En 1997 se

desarroll e inici un plan de perforacin, hasta la actualidad se han venido

perforando nuevos pozos, siendo el pozo BOR63 el ms reciente (diciembre del

2011). Dicho campo cuenta hasta la fecha con 71 pozos perforados, de los cuales, 34

pozos se encuentran completados en la Formacin Gobernador A/B (28 estn en

estatus activo y 6 en estatus inactivo). En general este campo se caracteriza por

contener crudo mediano con gravedad entre 23 y 25.5 API y una relacin agua-

petrleo (RAP) de 84%, siendo su principal mecanismo de produccin un acufero

con alta actividad.

Los yacimientos pertenecientes al Distrito Barinas se caracterizan por presentar zonas

de inters petrolfero, limitadas por arenas intercaladas con acuferos activos

presentes en las arenas Gobernador A/B y Escandalosa O, P, S y R; en tal sentido

estas arenas (Gobernador A/B) presentan elevadas saturaciones de agua, lo que

acarrea problemas durante las operaciones de explotacin de petrleo.

El presente trabajo tiene como finalidad generar una metodologa que permita

mejorar las tasas de inyeccin en las zonas de inters, a travs de la determinacin de

las presiones de formacin, evaluacin de las pruebas de inyectividad y

compatibilidad entre fluido de yacimiento y fluido de inyeccin, asegurando as una

de las principales variables operacionales (presin de inyeccin) en los proyectos de

inyeccin de geles sellantes.

2

CAPTULO I

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

El campo Borburata actualmente contribuye con un 17% de produccin mensual de

petrleo del Distrito Barinas, representando un 4% de la produccin de petrleo

acumulado hasta la fecha; aunado a esto, la Formacin Gobernador, miembro A/B

cuenta con 80.7 MMBLS de petrleo original en sitio (POES) y con unas reservas

remanentes de 4.9 MMBLS, con un corte de agua que ha incrementado

progresivamente, logrando abarcar un 84% de la produccin total del campo. Lo

anteriormente mencionado trajo como consecuencia una prematura y acelerada

declinacin de la tasa de produccin del petrleo, debido a la existencia de

conificacin o canalizacin en los pozos perforados en la zona de inters.

El Distrito Barinas ha visualizado mitigar el efecto del agua en las arenas

completadas en la Formacin Gobernador A/B, por medio de la inyeccin de geles

sellantes, en tal sentido se han ejecutado seis trabajos de inyeccin de geles, los

cuales no superaron la etapa de inyectividad, razn por la cual se acord realizar un

estudio donde se analice en detalle todas las variables involucradas en la operacin de

inyeccin, con la finalidad de identificar los factores que puedan mejorar la

inyectividad en las arenas de la Formacin Gobernador A/B, logrando as generar una

metodologa integral que pueda aplicarse durante las operaciones futuras de control

de agua en dicha formacin.

Para llevar a cabo esta investigacin, se recopilar informacin de las carpetas de

pozos, sumarios, informes tcnicos, registros elctricos y pruebas de presin de los

pozos perforados en el Campo Borburata, Formacin Gobernador A/B; as como

tambin tesis de grado y publicaciones de carcter tcnico realizados tanto en el rea

de estudio como a nivel nacional e internacional.

3

1.1. Objetivos

1.1.1. Objetivo general

Desarrollar metodologa para mejorar la tasa de inyeccin en las arenas A/B de la

formacin Gobernador en el campo Borburata (mediante el anlisis de las variables

involucradas en el proceso).

1.1.2. Objetivos especficos

Estudiar la caracterizacin dinmica del yacimiento.

Estudiar el comportamiento de la presin del yacimiento.

Analizar post mortem de parmetros y secuencias operacionales utilizadas

durante pruebas de inyectividad ejecutadas en la zona de inters.

Validar la informacin PVT existente.

Evaluar las interacciones fluido yacimiento-fluido inyeccin y roca fluido.

Estimar la presin de poro y la presin de fractura de la zona de inters,

mediante registros snicos disponibles, utilizando los mtodos de Eaton,

Hottman y Jhonson y el de profundidad equivalente o Foster y Whalen.

Estimar el ndice de inyectividad.

4

1.2. Alcance

Con la finalidad de incrementar la produccin del Distrito Barinas, se desarrollaron

seis proyectos de recuperacin terciaria, basados en la inyeccin de geles sellantes;

sin embargo los resultados obtenidos hasta el momento no han sido satisfactorios,

debido a que no se ha podido inyectar en la formacin los fluidos planificados. Por tal

motivo existe la necesidad de desarrollar la presente investigacin, la cual permitir

establecer una revisin y adecuacin de los parmetros utilizados durante la

operacin de inyeccin, abarcando desde la seleccin de los pozos, anlisis de

pruebas de inyectividad realizadas, pruebas de interaccin fluido-fluido, roca-fluido

dentro y fuera del medio poroso, estimacin de presin de poro y la presin de

fractura. Todo lo anterior permitir el acondicionamiento adecuado del fluido de

inyeccin.

El trabajo de investigacin se realizar con los equipos pertenecientes a la Gerencia

Esquemas de Explotacin y Desarrollo de Yacimiento Barinas de PDVSA Divisin

Boyac, ubicado en el estado Barinas. El proyecto de investigacin est enfocado en

establecer una integracin y anlisis de la informacin requerida, para generar una

metodologa que conduzca a la inyeccin exitosa de fluido, en las arenas

pertenecientes a la Formacin Gobernador, miembro A/B del Campo Borburata,

mediante el anlisis de las variables involucradas en la operacin. Con la finalidad de

mejorar la tasa de inyeccin durante la aplicacin de los proyectos de control de agua

mediante la tecnologa de geles, como consecuencia de la aplicacin de una

metodologa de inyeccin previamente diseada.

5

1.3. Justificacin

Con el propsito de controlar la alta produccin de agua, que caracteriza a las arenas

pertenecientes al Campo Borburata, el equipo de Esquema de Explotacin en

conjunto con Yacimientos Barinas ha desarrollado un plan de inyeccin de geles, con

el objetivo de inhibir la alta produccin de agua e incrementar o mantener la

produccin de petrleo. En la actualidad se han realizado trabajos de inyeccin en el

Distrito Barinas, obteniendo resultados no satisfactorios, esto debido a que en las

arenas de inters no se ha logrado alcanzar inyectividad, limitando as el plan de

recuperacin que se desea implantar.

En vista de los resultados obtenidos, desarrollar una metodologa que optimice la tasa

de inyeccin en las arenas pertenecientes a la Formacin Gobernador A/B asegurar

el xito de dicha actividad. Lo cual se lograr realizando una evaluacin exhaustiva

donde se identifiquen las variables que pueden mejorar las operaciones de inyeccin.

Una vez establecidos los parmetros y las variables involucradas durante la

operacin, ser posible acceder a la segunda fase, la cual contempla ejecutar los

proyectos de inyeccin en los pozos pertenecientes al rea en estudio, bajo los

lineamientos previamente establecidos en este trabajo; obteniendo finalmente un

control ptimo en la produccin de agua.

6

1.4. Limitaciones

Dificultad en la obtencin de datos proveniente de las pruebas de inyectividad

llevadas a cabo en algunos pozos pertenecientes al campo en estudio; la informacin

es extrada de la carpeta de cada pozo, en ocasiones los reportes no han sido anexados

a dichas carpetas, o puede suceder que los reportes realizados no especifiquen

detalladamente los parmetros de inters, como lo son: formulacin del fluido de

inyeccin, tasas de inicio de inyeccin, tiempos considerados entre cada tasa de

inyeccin y durante su estabilizacin.

No se dispone de minifrac, tampoco de un anlisis de los esfuerzos ni del

gradiente de fractura.

No se tiene diversidad de pozos con el combo de registros requeridos (GR,

densidad neutrn, snico y MDT).

7

CAPTULO II

FUNDAMENTOS TERICOS

2.1. Yacimiento

Es una unidad geolgica de volumen limitado, poroso y permeable que contiene

hidrocarburos en estado lquido y/o gaseoso a una determinada presin y temperatura.

Los cinco componentes bsicos que deben estar presentes para tener un yacimiento de

hidrocarburos son: fuente, migracin, trampa, almacenaje/porosidad y

transmisibilidad/ permeabilidad.

2.2. Propiedades Fsicas de la Roca

Las rocas de los yacimientos son de naturaleza y composicin variables. Esto

conduce a propiedades diferentes en ellas que pueden afectar el contenido y

extraccin de los hidrocarburos. Las tres caractersticas de inters, consideradas en

una roca reservorio desde el punto de vista de ingeniera de yacimientos, son:

porosidad, saturaciones de petrleo, gas y agua, y permeabilidades especfica

(absoluta), efectiva y relativa.

2.2.1. Porosidad ()

La porosidad de una roca se define como la fraccin del volumen total de la roca

ocupada por el esqueleto mineral de la misma. En los yacimientos de petrleo, la

porosidad representa el porcentaje del espacio total que puede ser ocupado por

lquidos o gases. Dicha propiedad determina la capacidad de acumulacin o de

depsito de la arena y generalmente se expresa como porcentaje, fraccin o decimal.

8

La porosidad se calcula a travs de la siguiente ecuacin:

100*VtVp= ........................................... (2.1)

Donde: : Porosidad, adimensional. Vp: Volumen poroso. Vt: Volumen total. Tanto el volumen poroso, como el volumen total deben estar expresados en las

mismas unidades para que se cumpla la relacin.

Geolgicamente la porosidad puede clasificarse de acuerdo al origen y al tiempo de

disposicin de los estratos de la siguiente manera:

Porosidad primaria: la cual se desarroll al mismo tiempo que los sedimentos

fueron depositados.

Porosidad secundaria: la cual se form por un proceso geolgico subsiguiente a la

deposicin del material.

La porosidad tambin puede clasificarse como:

Porosidad absoluta: es el porcentaje de espacio poroso total, con respecto al

volumen total de la roca, considerando los poros que estn o no interconectados entre

s, como se muestra en la figura II.1. Una roca puede tener una porosidad absoluta

considerable y aun no as tener conductividad a los fluidos, debido a la falta de

comunicacin entre los poros.

a) b) Figura II.1 a) Porosidad interconectada, b) Porosidad no interconectada [1].

9

Porosidad efectiva: es el porcentaje de espacio poroso interconectado, con respecto

al volumen total de la roca. Por consiguiente, es una indicacin de la facilidad a la

conductividad de los fluidos por la roca, aunque no es una medida cualitativa de este

parmetro. La porosidad efectiva est en funcin de muchos factores litolgicos. Los

ms importantes son: tamao de los granos, empaque de los granos, cementacin,

meteorizacin, cantidad y clases de arcillas, y estados de hidratacin de las mismas.

Relacin de Gaymard: sta ecuacin fue desarrollada para hacer estimaciones de la

porosidad efectiva, a travs de las siguientes ecuaciones:

2

22DCNC

efect +=

....(2.2)

ShNShNLNC V* = .(2.3) ShDShDLDC V* = .....(2.4)

Donde:

efect: Porosidad efectiva, fraccin. NC: Porosidad del neutrn corregida, fraccin. DC: Porosidad del densidad corregida, fraccin. NL: Porosidad del neutrn leda en el registro, fraccin. NSh: Porosidad del neutrn leda en una arcilla, fraccin. DL: Porosidad del densidad leda en el registro, fraccin. DSh: Porosidad del densidad leda en una arcilla, fraccin. Vsh: Volumen de arcilla de cada arena determinado a travs del registro de Rayos Gamma, adimensional.

10

2.2.2. Saturacin

Para determinar la cantidad de hidrocarburos presentes en el yacimiento, es necesario

determinar la fraccin del volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos

presentes, dicha fraccin de volumen poroso, ocupado por agua, petrleo o gas, es

precisamente lo que se denomina saturacin del fluido. Y se pueden calcular por

medio de las siguientes ecuaciones:

100*

=VtVoSo ...(2.5)

100*

=VtVwSw .......................................................................(2.6)

100*

=VtVgSg ................................................................(2.7)

100=++ gWO SSS ....(2.8) Donde: So: Saturacin de petrleo, fraccin. Sw: Saturacin de agua, fraccin. Sg: Saturacin de gas, fraccin. Vo: Volumen ocupado por petrleo. Vw: Volumen ocupado por agua. Vg: Volumen ocupado por gas. Vt: Volumen poroso total.

La saturacin, es una medida que presenta el mayor grado de desconfianza, y la

solucin al problema puede ser una correlacin de informacin cuantitativa obtenida

por diferentes mtodos, como: medicin directa sobre las muestras de la roca de

acumulacin e indirecta por medio de las curvas de presin capilar.

11

Existen diversos modelos utilizados para realizar clculos de saturaciones de agua,

entre ellos tenemos al modelo de Simandoux, el cual viene dado por la siguiente

ecuacin:

+

=

RshVshRwa

RshVshRwa

RtRwaSw mmm **2

****2**

**

2

...(2.9)

Donde: Sw: Saturacin de agua, adimencional. a: coeficiente, adimensional. : Porosidad, adimensional. m: coeficiente, adimensional. Rw: Resistividad del agua, -m. Rsh: Resistividad de las arcillas, -m. Rt: Resistividad total, -m. Vsh: Volumen de arcilla.

2.2.3. Permeabilidad (K)

La permeabilidad manifiesta la capacidad de una roca para transmitir un fluido,

dependiendo de la porosidad efectiva y del tamao predominante de los poros

individuales. Tambin es la propiedad que posee la roca para permitir que los fluidos

se puedan mover a travs de la red de poros interconectados, como se observa en la

figura II.2.

Figura II.2 Ilustracin de la permeabilidad [2].

12

Entre los tipos de permeabilidad se tiene:

Permeabilidad absoluta: es aquella permeabilidad que se mide cuando un fluido

satura 100 % el espacio poroso interconectado.

Permeabilidad efectiva: es la medida de la permeabilidad a un fluido que se

encuentra en presencia de otro u otros fluidos que saturan el medio poroso.

Permeabilidad relativa: es la relacin existente entre la permeabilidad efectiva y la

permeabilidad absoluta. Esta medida es muy importante en ingeniera de yacimientos,

ya que da una medida de la forma como un fluido se desplaza en el medio poroso. La

sumatoria de las permeabilidades relativas es menor de 1.0. Siempre las

permeabilidades relativas son menores que la permeabilidad absoluta.

Correlacin de Timur: esta correlacin se utiliz para determinar la permeabilidad

en los pozos.

( )( ) 136.0**100

*1002

4.4

SwirrK efect

=....(2.10)

Donde:

K: Permeabilidad, md.

efect: Porosidad efectiva, adimensional.

Swirr: Saturacin de agua irreducible, adimensional.

13

2.3. Propiedades de los Fluidos

En el anlisis del comportamiento de yacimientos, clculo de reservas y diseo de

equipos, se requiere tener conocimiento acerca de las propiedades fsicas de los

fluidos. Estas propiedades normalmente se determinan en el laboratorio mediante

anlisis de muestras de fluidos tomadas en el fondo de los pozos o mediante una

apropiada recombinacin de muestras tomadas en superficie. El conjunto de pruebas

necesarias para determinar estas propiedades se denomina anlisis PVT (Presin-

Volumen-Temperatura), y consisten en determinar las relaciones entre presin,

volumen y temperatura para una mezcla de hidrocarburos (lquido y gas) en

particular.

Un anlisis PVT es costoso y muchas veces se trata de yacimientos viejos que no

poseen sta informacin o muy nuevos que todava no han sido evaluados. Por estas

razones se han desarrollado una serie de ecuaciones o correlaciones empricas que

permiten estimar las propiedades de los fluidos del yacimiento. El anlisis PVT

completo para crudos livianos, medianos y pesados, normalmente consiste de los

siguientes experimentos y clculos:

Liberacin instantnea: consiste en colocar una muestra de

hidrocarburo en una celda PVT visualizada a temperatura del reservorio y a una

presin superior a la inicial. La presin es reducida gradualmente paso a paso a una

temperatura constante produciendo un incremento en el volumen total del

hidrocarburo. En la figura II.3 se observa el proceso de liberacin instantnea.

14

Figura II.3 Proceso de liberacin instantnea [3].

Con esta prueba se determina: presin de burbujeo (Pb), volmenes relativos,

densidad del petrleo y compresibilidad del petrleo.

Liberacin diferencial a temperatura del yacimiento: este proceso

comienza con una presin igual a la presin de burbujeo y a temperatura de

yacimiento. Luego se expande la muestra hasta una presin inferior manteniendo la

temperatura constante. La celda es agitada hasta alcanzar el equilibrio entre las fases.

El gas liberado es desplazado de la celda a presin constante. En la figura II.4 se

ilustra el proceso de liberacin diferencial.

Figura II.4 Proceso de liberacin diferencial [3].

En esta prueba se determina: relacin gas-petrleo (Rsd), factor volumtrico del

petrleo (Bod), factor volumtrico del gas (Bg), factor volumtrico total (Btd) y

factor de desviacin del gas (Z).

15

Medicin de la viscosidad del petrleo: esta prueba se realiza a

temperatura del yacimiento, sobre el rango de presiones que va desde la presin por

arriba de la presin de burbujeo hasta la presin de abandono.

Pruebas de separador: esta prueba es aplicada para determinar el

efecto de la presin del separador sobre la relacin gas-petrleo, factor volumtrico

del petrleo y gravedad del petrleo en el tanque. En la figura II.5 se muestra el

principio bsico de la prueba de separador.

Figura II.5 Prueba de separador [3].

Anlisis composicional del gas y lquido del separador para

muestras tomadas en superficie y recombinacin fsica, anlisis composicional

del fluido de yacimiento para muestras tomadas en el fondo del pozo: esta prueba nos

permite determinar el porcentaje molar de los componentes.

La composicin de una muestra de fondo o recombinada se puede obtener haciendo

una liberacin instantnea (flash) en el laboratorio, y el gas liberado es analizado

separadamente del lquido remanente. En este caso es necesario hacer

recombinaciones para obtener la composicin de la muestra de yacimiento.

16

2.3.1. Validacin de los datos generados a partir de anlisis PVT

Verificacin de la funcin Y: la validacin de la prueba de expansin a composicin

constante se realiza elaborando el grfico de la funcin Y vs. Presin con los valores

experimentales y determinando la mejor recta por mnimos cuadrados. Si el grfico

obtenido tiene un comportamiento lineal y el porcentaje de error es menor al 10 %, la

prueba es vlida. En caso contrario, se considera que el anlisis realizado es

inconsistente y como tal se debe descartar este anlisis de la prueba PVT. La

expresin que permite determinar la funcin Y es la siguiente:

=

1*VbVP

PPbY (2.11)

Donde: Y: Funcin Y ajustada. Pb: Presin de burbujeo, lpca. P: Presin inferior a Pb, lpca. V: Volumen bifsico a P, cm3. Vb: Volumen a Pb, cm3.

En sistemas compuestos bsicamente por hidrocarburos la grfica Y vs. P debe

mostrar un comportamiento lineal, si hay presencia de no hidrocarburos (CO2, Agua)

se aleja del comportamiento lineal. Cerca del punto de burbujeo puede observarse

dispersin de los puntos debido a errores de medicin. Si los valores se alejan por

encima de la recta la Pb ha sido sobreestimada y si se alejan por debajo de la recta la

Pb ha sido subestimada, de cualquiera de las dos formas el anlisis de la prueba ser

considerado no valido, en la figura II.6 se ilustran dichos comportamientos.

17

a) b)

Figura II.6 a) Pb sobreestimada, b) Pb subestimada [4].

Tambin es posible ajustar el volumen relativo calculado con la siguiente ecuacin:

1*

)()( +=PYPPbajustadoVr .............................................................................(2.12)

Donde: Vr: Volumen relativo, adimensional. Pb: Presin de burbujeo, lpca. P: Presin menor a la de burbuja, lpca. Y: Funcin Y ajustada.

Prueba de compresibilidad: en este caso se calcula la compresibilidad del petrleo

(Co) para cada intervalo de presin a la temperatura del yacimiento hasta Pb, de la

siguiente manera:

=

21

12

1

1PPVV

VCo ......(2.13)

Donde: Co: Compresibilidad del petrleo, 1/lpc. P1: Presin inicial, lpc. P2: Presin final, lpc. V1: Volumen relativo a P1. V2: Volumen relativo a P2.

18

Luego se halla el error relativo absoluto que se cometi en cada clculo de

compresibilidad, por medio de la ecuacin:

CodCocCodER

= ..(2.14)

Donde:

Cod : Compresibilidad del petrleo reportada en el anlisis, 1/lpc.

Coc : Compresibilidad del petrleo calculada, 1/lpc.

Por ltimo, se debe verificar que ER sea menor al cinco por ciento (5%), al ser tan

pequeo se deduce que la compresibilidad se ha calculado correctamente y que la

presin de burbuja y volmenes relativos determinados son coherentes, por lo que

pueden ser usados en clculos posteriores del yacimiento.

En caso de no contar con los datos de compresibilidad de laboratorio se realiza la

grfica de compresibilidad vs. Presin, la grfica debe presentar un comportamiento

no lineal para que la prueba se considere valida.

Prueba de desigualdad: los datos PVT para que sean consistentes deben cumplir con

la siguiente restriccin:

PRsdBg

PBod

La finalidad de esta prueba es verificar la consistencia en los cambios de volmenes

de lquido y gas.

19

Prueba de densidad: se debe cumplir que la densidad del petrleo saturado con gas a

la presin de burbujeo de la prueba de liberacin diferencial sea igual a la calculada a

partir de los datos de las pruebas de separadores. Esta prueba se considera vlida si la

diferencia no es mayor al 5%.

La ecuacin aplicada para obtener la densidad del petrleo a partir de dichos datos es

la siguiente:

( ) ( ) ( )[ ]TANQUEgSEPg

oo

woSUPo RsRs

++= 0763277.0 ....(2.15) Donde: Rs: Relacin gas petrleo en solucin, PCN/BN. Bo: Factor volumtrico del petrleo, BY/BN. g: Gravedad especfica del gas, fraccin. o: Gravedad especfica del petrleo, fraccin. w: Densidad del agua, lbs/BN. La gravedad especfica del petrleo se obtiene por medio de la siguiente ecuacin:

APIo += 5.1315.141 ....(2.16)

20

2.4. Registros de Pozos

Los registros de pozos permiten tener conocimiento acerca de las propiedades

petrofsicas de la roca, tomando mediciones continuas en los pozos; una de las

ventajas de estos registros es que se pueden obtener los cambios graduales en las

propiedades petrofsicas, de una capa a otra.

2.4.1. Registros elctricos

Registro de resistividad

Este tipo de registro determina la resistencia elctrica de la formacin. La resistividad

depende del lquido presente en los poros de la roca. La matriz de las formaciones no

es conductiva, por lo cual una corriente elctrica fluir a travs del fluido contenido

en la roca, solo si ese fluido contiene sales disueltas, ya que las sales contienen iones

que se disocian permitiendo el paso de la corriente elctrica. De esta manera, una

formacin saturada con agua muy salina y con una buena porosidad tendr valores

muy bajos de resistividad.

Muchas veces los registros de resistividad son usados para correlacionar topes, bases

y espesores de formaciones con otros pozos, sin embargo, la principal aplicacin de

los registros de resistividad es determinar las saturaciones de la formacin, si se

conoce la resistividad del agua de formacin y la porosidad.

Registro de potencial espontneo (SP)

El registro SP mide el potencial elctrico que toma lugar entre el fluido de

perforacin y el agua de los poros; el SP es un fenmeno que se produce en un pozo

cuando el lodo de perforacin se pone en contacto con las formaciones en el subsuelo,

existiendo un contraste de salinidades entre el lodo y el agua de formacin. Este perfil

es realmente el diferencial generado en el pozo como resultado de corrientes

generadas que fluyen a travs del fluido de perforacin resistivo.

21

Este registro es calibrado de modo que la lnea base sea el potencial de las lutitas en

las secuencias sedimentarias en cuestin. Las lecturas SP son un buen indicativo de

qu tan pura es la arena, grado de arreglo de los granos, o contenido de lutita.

El potencial espontneo se utiliza para: detectar capas permeables, establecer

correlacin litolgica, determinar valores de resistividad del agua de formacin y dar

valores cualitativos del contenido de arcillosidad.

2.4.2 Registros radioactivos

Registro de rayos gamma

El principio bsico de este registro es enviar impulsos de ondas electromagnticas de

alta energa, emitidos espontneamente por algunos elementos radioactivos. Al pasar

a travs de la materia, los rayos gamma experimentan colisiones sucesivas con los

tomos del material de la formacin y pierden energa en cada colisin. Al perder

gran parte de su energa un tomo de la formacin lo absorbe mediante un proceso

fotoelctrico, la tasa de absorcin depende de la densidad del material, las

formaciones menos densas son ms radioactivas. Generalmente, las lutitas contienen

mayores concentraciones de elementos radiactivos, por lo tanto, las lecturas gamma

de lutitas son casi siempre mayores que las de arenas.

Los registros rayos gamma son utilizados para: seleccionar las posibles zonas

productoras (mediante la eliminacin de zonas ocupadas por lutitas), determinar la

cantidad de lutita dentro de una zona de inters, correlacionar con los registros de

rayos gamma de otros pozos (para determinar la posicin estructural del yacimiento),

identificar depsitos radioactivos (tales como, potasio, torio y uranio) y monitorear el

movimiento de algn material radioactivo inyectado.

22

Registro de porosidad neutrn (CNL)

Consisten en la emisin de neutrones a altas velocidades, los cuales son absorbidos

por la roca en especial por el agua de formacin; esta absorcin es una funcin de la

concentracin de tomos de hidrgeno (ndice de hidrgeno). La mayora del

hidrgeno en la roca est presente en el agua de formacin, por esto los registros

expresan el contenido de agua y con sto la porosidad de un sedimento.

Estos registros son usados particularmente para determinar la porosidad de lutitas y

no dependen de la permeabilidad; aunque, tambin son usados para detectar zonas de

gas y distinguirlas de zonas de petrleo, debido a que el gas tiene menos tomos de

hidrgeno, por unidad de volumen, que el agua o petrleo.

Registro de densidad

Este registro utiliza una fuente radioactiva que se aplica a la pared del agujero

emitiendo rayos gamma de mediana energa a la formacin, considerados como

partculas de alta velocidad que chocan con los electrones de la formacin,

transmitindole al electrn parte de su energa. Los rayos gamma dispersos que llegan

al detector, se cuentan para indicar la densidad de la formacin. El nmero de

colisiones depende del nmero de electrones de la formacin, por lo tanto, la

respuesta de la herramienta, est determinada por la densidad de los electrones.

Este registro es principalmente usado en la determinacin de la porosidad de la

formacin; aunque, tambin pueden ayudar a evaluar formaciones de litologa

compleja, identificacin de minerales y en la deteccin de gas en los yacimientos;

adems, en zonas homogneas del yacimiento se pueden determinar los contactos

gas/agua o gas/petrleo.

23

2.4.3. Registros acsticos

Bsicamente consisten en el envo de una onda compresional de sonido que atraviesa

la roca en las inmediaciones del pozo, registrando el tiempo requerido por la onda

para recorrer un pie de formacin, este intervalo de tiempo es conocido como tiempo

de trnsito, el cual es el valor recproco de la velocidad de trnsito de la onda snica;

estos registros pueden determinar la porosidad de la roca de formacin. Tambin son

usados para correlacionar la ssmica y para crear los sismogramas sintticos junto con

los perfiles de densidad. Los tiempos de trnsito de las ondas compresional, de corte

y Stoneley son usados para interpretaciones ms avanzadas como estimacin de

propiedades mecnicas y permeabilidad.

Segn Smolen (1996), existen tres tipos de ondas que son de inters para el registro

snico; compresionales, de corte y Stoneley. En la figura II.7 se pueden observar la

configuracin de la onda snica bsica

Onda compresional, ondas primarias, ondas P u ondas de presin

Son ondas longitudinales, en las cuales la perturbacin es transmitida por el

movimiento de las partculas paralelo a la direccin de propagacin de la onda. Estas

ondas viajan a travs de slidos, lquidos y gases, de las tres ondas, es la que viaja

ms rpido por lo que en los registros acsticos representa el primer arribo en el

receptor.

Onda de Corte, onda secundaria u onda S

Son ondas transversales que son trasmitidas por el desplazamiento lateral de las

partculas en una formacin elstica rgida, el movimiento de las partculas es

perpendicular a la direccin de propagacin de la onda. Debido a que las ondas de

corte solo pueden propagarse en un medio que posea resistencia al corte (rigidez),

estas ondas pueden viajar nicamente en slidos y no en lquidos ni gases.

24

Onda Stoneley u onda de tubo

Son ondas de alta amplitud generadas por una reflexin de la onda compresional en el

hoyo cuando la energa acstica pasa del hoyo a la formacin. Las ondas Stoneley se

propagan a bajas frecuencias en la interfase de la pared del hoyo, por lo cual solo

pueden medirse en hoyos sin revestimiento.

Figura II.7 Configuracin de la sonda snica bsica [5].

2.4.4. Registros de presin de poro

Estos registros permiten estimar la capacidad de produccin de yacimientos.

Generalmente, las herramientas utilizadas para tal fin pueden tomar pruebas de

presin en ilimitados puntos, de estas pruebas se pueden establecer contactos

agua/petrleo/gas y los gradientes de presin.

25

2.5. Geomecnica

La geomecnica es una disciplina que estudia el comportamiento de los materiales

geolgicos, que conforman las rocas de la formacin sometidas a un campo de

esfuerzos. Esta disciplina est basada sobre los conceptos y teoras de mecnica de

rocas y mecnica de suelos, que relacionan el comportamiento de la formacin bajo

los cambios de esfuerzos producto de las operaciones petroleras de perforacin,

completacin y produccin de pozos. En general, la geomecnica estudia el

comportamiento esfuerzo-deformacin de la roca. (Azancot ,2003).

El Esfuerzo se define como la fuerza aplicada sobre un cuerpo por unidad de rea.

AF= ......(2.17)

Donde: : Esfuerzo, N/m2. F: Fuerza aplicada sobre el material, N. A: rea sobre el cual acta la fuerza aplicada, m2.

Los esfuerzos en el yacimiento pueden representarse en tres direcciones principales,

verticalmente por la sobrecarga de los sedimentos (Sv), y horizontalmente en dos

direcciones ortogonales entre s. Estos dos esfuerzos horizontales generalmente no

son iguales, y por convencin el mximo y mnimo esfuerzo horizontal se denotan

como SH y Sh respectivamente.

A medida que se perfora un pozo se altera el equilibrio de los esfuerzos que

prevalecen en la formacin. Para compensar este equilibrio se utiliza la presin

hidrosttica en el pozo, con la cual se tratan de equilibrar los esfuerzos ejercidos de la

formacin hacia el pozo. Dado que la presin del lodo es uniforme en todas las

direcciones, no es posible balancear completamente los esfuerzos y en consecuencia,

la roca alrededor del pozo se deforma y puede fallar si la redistribucin de los

esfuerzos excede su resistencia.

26

2.6. Presin de Formacin

La presin de poro, tambin llamada presin de formacin, es aquella que ejercen los

fluidos confinados en el espacio poroso, sobre la matriz de la roca.

Antes de estudiar las presiones de formacin es importante entender que las

principales fuerzas responsables de la presin ejercida en los fluidos presentes en el

subsuelo en un rea dada son los procesos geolgicos ocurridos. De este modo, se

debe partir del anlisis de un proceso de depositacin normal, en el cual la presin de

sobrecarga se incrementa conforme los sedimentos se acumulan. Inicialmente la tasa

de sedimentacin es baja, los sedimentos depositados no estn consolidados y

compactados, por lo que tienen relativamente una alta porosidad y permeabilidad. A

medida que la depositacin continua, los sedimentos estarn expuestos a una mayor

carga, originando un sedimento ms compacto y con una porosidad menor.

Mientras que el proceso de compactacin ocurre, el agua de formacin es expulsada

del espacio poroso, y el esfuerzo de sobrecarga soportado por dicha agua de

formacin es transferido a la matriz de la roca reduciendo la porosidad. En reas

donde la permeabilidad de la formacin ha permitido la migracin de fluidos causada

por la reduccin de la porosidad, la presin de poro es normal y se considera igual a

la presin hidrosttica ejercida por una columna de agua de formacin a la

profundidad de inters. De esta manera, la presin de poro de formacin puede ser

calculada con la ecuacin de presin hidrosttica.

hgP **= ..(2.18) Donde: P: Presin, lpc. : Densidad, lbs/gal. g: Constante de gravedad. h: Altura de la columna del fluido, pies.

27

2.6.1. Origen de presin anormal

Si la presin de formacin excede a la presin hidrosttica, se le denomina

anormalmente alta, sobre-presin, o simplemente presin anormal; pero si es menor

que la normal, entonces se le llama presin de formacin anormalmente baja o

subnormal (Bowers, 2002).

Las zonas de presiones anormalmente altas se originan debido a que durante el

proceso de depositacin y compactacin, se forma una barrera impermeable que

impide la liberacin del agua de la formacin (quedando atrapada y generando un

desequilibrio de compactacin con profundidad) por debajo de esta barrera, esto

ocurre ya que el proceso de sedimentacin y compactacin ocurri a un ritmo ms

rpido que el movimiento ascendente del agua. Consecuentemente, porosidad de la

formacin abajo de esta barrera impermeable difiere de la tendencia normal.

Este efecto puede ser determinado analizando los parmetros que dependen de la

porosidad, como los son: la densidad, la resistividad, la velocidad de las ondas del

snico y la perforabilidad.

Las presiones de formacin anormales, pueden ser generadas a partir de diferentes

mecanismos: generacin de hidrocarburos, efectos termodinmicos, fenmenos de

diagnesis o los osmticos, actividad tectnica, recarga o represionamiento, nivel

piezomtrico del fluido y sobre todo, el desequilibrio en la compactacin normal de

los sedimentos (Velsquez &, Espinosa G, 2002).

28

2.6.2. Presin de sobrecarga

La presin de sobrecarga (S) es la presin ejercida por el peso de los sedimentos

suprayacentes ms los fluidos contenidos en el espacio poroso que soporta una

formacin a una determinada profundidad. El gradiente de presin de sobrecarga en

algunos casos se considera constante al aumentar la profundidad. Por lo general se

supone que es igual a 1.0 lpc/pies, valor que en realidad est lejos de los valores

reales del gradiente de sobrecarga.

Es por ello que con frecuencia se debe realizar el clculo de la presin de sobrecarga

para cualquier profundidad. Para calcular la presin de sobrecarga en cualquier

profundidad uno de los primeros parmetros que se debe separar es la profundidad en

intervalos individuales (los intervalos no tienen que ser de la misma longitud).

Posteriormente, se debe tener hecha una estimacin de las densidades aparentes de los

sedimentos dentro de cada intervalo (las densidades de las formaciones varan debido

a la profundidad de la roca tipos y la historia deposicional). La longitud del intervalo

debera por tanto ser elegida de modo que una sola densidad, mayor promedio, se

pueda utilizar para representar todo el intervalo.

Las densidades aparentes se obtienen generalmente de los registros de densidad

neutrn pero tambin puede estimarse a partir de datos ssmicos, registros snicos, o

medir directamente en el sitio de perforacin por un registrador de lodo.

Finalmente la presin de sobrecarga a una determinada profundidad se puede calcular

sumando todas las presiones de todos los intervalos individuales por encima de la

profundidad de inters. Como lo indica la siguiente ecuacin:

( )10

1 1=

=

n

n iDiDFi

S

......(2.19)

29

Donde: Fi: Densidad promedio de la formacin (gr/cm) comprendida entre las profundidades Di y Di-1 (m). Fi se determina en forma directa del registro de densidad de pozos de correlacin.

En el caso de no disponer de un registro de densidad se utiliza la correlacin emprica

desarrollada por Belloti y Giacca, si nicamente se cuenta con el registro snico.

+=

2005311.275.2

tt

Fi (2.20) Donde: t: Tiempo de trnsito de la formacin, seg/pies.

2.6.3. Tendencia de compactacin

Al momento de graficar la profundidad contra un parmetro dependiente de la

porosidad para estimar la presin de poro, se deseara utilizar un modelo matemtico

para extrapolar una tendencia de presin normal a mayores profundidades, donde las

formaciones se encuentran anormalmente presurizadas. Generalmente se asume una

tendencia de ley de potencia, lineal o exponencial para as poder graficar una

tendencia de presin normal como una lnea recta ya sea en un papel de grficas

cartesiano, logartmico o semi-logartmico. En algunos casos no se observa una

tendencia de lnea recta para ninguna de estas aproximaciones, y se debe utilizar un

modelo ms complejo. Razn por la cual se han desarrollado mtodos que permiten

realizar un mejor ajuste de dicha tendencia, a continuacin se presentan alguno de

ellos.

30

2.6.3.1. Mtodo de Athy (1930)

Este mtodo establece una ley de compactacin que describe una relacin

exponencial entre la porosidad y la profundidad, suponiendo que la porosidad es una

medida directa de la compactacin.

Segn Athy, la porosidad de un sedimento al momento de su depositacin depende

del tamao de los granos, la forma, el grado de uniformidad de los mismos, tanto en

tamao como en forma, as como el modo del empaquetamiento de los granos

individuales. Despus que un sedimento ha sido depositado, enterrado y litificado,

existen una serie de factores que determinan su porosidad. El factor ms importante

es la continua aplicacin de la presin, sea lateral o vertical, debido a que conlleva a

una reduccin en porosidad y/o un incremento de densidad. Sin embargo, la cantidad

de compactacin no es exactamente proporcional ni a la reduccin de porosidad, ni al

incremento de densidad. La relacin porosidad profundidad propuesta por Athy en

1930 es la siguiente:

)( bZOe

= ...(2.21) Donde: : Porosidad, fraccin. o: Porosidad promedio en superficie, fraccin. b: Constante de decaimiento exponencial, adimensional. Z: Profundidad de soterramiento, pies.

31

2.6.3.2. Heasler y Kharitonova (1996)

Heasler y Kharitonova proponen una mejora al trabajo realizado por Athy. Ambos

autores afirman que tanto en superficie como en profundidad, la relacin de Athy

(1930) predice correctamente los valores de porosidad. En la superficie (X=0), la ley

de Athy predice que la porosidad iguala a su valor en superficie (=0). A gran

profundidad (X), la ley de Athy predice que la porosidad se aproxima a cero.

La ecuacin de Athy puede expresarse en trminos de tiempo de trnsito de la

siguiente manera:

)( bZOett

= ..(2.22) Donde: t: Tiempo de trnsito, seg/pies. to: Tiempo de trnsito en superficie, seg/pies. b: Constante de decaimiento exponencial, adimensional. Z: Profundidad de soterramiento, pies.

Una razn vlida de porqu la ecuacin de Athy no describe adecuadamente la

relacin tiempo de trnsitoprofundidad es porque la misma predice incorrectamente

el tiempo de trnsito para una roca totalmente compactada (0% porosidad), ya que

arroja el valor de cero. El tiempo de trnsito para una roca con porosidad igual a cero

se aproxima a un valor constante. En consecuencia, una mejor relacin para tiempo

de trnsito-profundidad es:

Cett bZO += )( ....(2.23) Donde: C representa la constante de velocidad de la matriz.

32

2.6.4. Prediccin de presin de poro

Los mtodos de presin de poro anormal pueden ser separados en dos categoras: Los

mtodos de prediccin de presin de poro y los mtodos de deteccin de la presin de

poro. Los mtodos de prediccin de presin de poro se basan en utilizar velocidades

ssmicas en el intervalo, y compensar con los registros de pozos e historias. Los

mtodo de deteccin de presin de poro normalmente utilizan los parmetros de

perforacin "d" y exponentes, as inician filtrando informacin durante la perforacin

real (MWD/LWD).

No existe una ecuacin mgica que puede ser aplicada en todo el mundo, en todas las

ocasiones, y en todas las condiciones, ya que todos los mtodos se basan en diversos

grados en datos empricos. Esta base emprica sesga hacia la aplicabilidad del mtodo

en un rea geogrfica especfica. Para que un mtodo pueda tener aplicacin en todo

el mundo, debe permitir el uso de datos especficos por superficie y las correlaciones

empricas desarrolladas son con datos localizados. Pese a lo anteriormente descrito

con frecuencia surge la necesidad de realizar estimacin indirecta para el clculo de la

presin de poro, debido a que la medicin directa (a pesar de ser fuente ms confiable

para la obtencin de datos) es muy costosa.

A continuacin, se realiza un estudio acerca del principio bsico utilizado para el

clculo de la presin de poro y los mtodos comnmente utilizados.

Los mtodos de prediccin de la presin de sobrecarga, poro y fractura estn basados

en el principio de Terzaghi, el cual define que el estrs generado por la presin de

sobrecarga se distribuye entre el peso de la matriz de la roca, y el peso del fluido de

los poros.

33

Terzaghi expresa la relacin de presin de sobrecarga entre la tensin de la presin de

poro y la tensin a travs de la matriz de la roca de la siguiente manera:

+= PPS ..(2.24) Donde: S: Esfuerzo de sobrecarga, lpc. PP: Presin de poro, lpc. : Estrs matriz, lpc.

Bajo la influencia de la tensin vertical, la roca tiende a compactar verticalmente y a

expandirse horizontalmente. La expansin horizontal est limitada por la roca

circundante, lo que crea tensin horizontal (Sh). Por lo tanto Sh se genera para

contrarrestar la tendencia natural de una formacin para deformar lateralmente en

respuesta a carga vertical y es igual a una fraccin de la tensin vertical. El concepto

de tensin efectiva tambin se aplica a la tensin horizontal de la siguiente manera:

hPh PS += ...(2.25)

Donde: h es el esfuerzo horizontal efectivo. El esfuerzo mnimo horizontal, Sh,

supone que un eje principal es el estrs vertical y as las otras dos son horizontales.

En la literatura existe un gran nmero de mtodos para determinar las tres incgnitas

de la ecuacin de Terzaghi. Sin embargo todos estn basados en los mismos

principios; los mtodos ms adecuados para la prediccin de presin de poro son: el

mtodo de Eaton, Hottman y Johnson y profundidad equivalente. Adems, estos

mtodos, o variaciones de los mismos, son los mtodos empleados por la gran

mayora de las grandes compaas petroleras y de servicios.

34

2.6.4.1. Mtodo de Eaton (1975)

Ben Eaton propuso una serie de ecuaciones empricas basadas en las mediciones de

propiedades sensibles a la compactacin de la roca como la resistividad,

conductividad y los tiempos de propagacin (Eaton, 1975). Este mtodo es una

mejora al de Hottman y Johnson (H&J), basndose igualmente en la premisa de que,

al leer directamente de registros los valores acsticos o elctricos de las zonas de

lutitas limpias y graficndolas con respecto a la profundidad en un papel

semilogartmico, existe una lnea de tendencia recta si la seccin se encuentra a una

presin normal. Una desviacin de estos valores con respecto a la lnea de tendencia

normal indica una presin anormal de poro. Eaton utiliza una base de datos extensa

para llegar a una serie de ecuaciones que relacionan directamente la presin de poro

con la relacin de la desviacin entre los valores observados en la grfica logartmica

y los valores de la lnea de tendencia normal.

Las ecuaciones 2.17, 2.18 y 2.19 muestran las relaciones matemticas para el clculo

de la presin de poro utilizando registros resistivos, conductividad y snicos:

( ) ( ) ( ) ( )( )

=

on

oDnPDDDP R

RPSSP * ....(2.26)

( ) ( ) ( ) ( )( )

=

o

onDnPDDDP C

CPSSP * (2.27)

( ) ( ) ( ) ( )( )

=

o

onDnPDDDP t

tPSSP * ....(2.28)

35

Donde:

PP(D): Presin de formacin, lpc.

S(D): Presin de sobrecarga, lpc.

Pp(Dn): Presin normal de formacin, lpc.

: Coeficiente cuyo valor depende de la cuenca de inters, adimensional.

Ro, Co, to: Valores obtenidos a partir de los registros (resistivos, conductivos y snicos).

Ron, Con, ton: Valores obtenidos de las lneas de tendencias de compactacin.

Se debe tener en cuenta que, para la aplicacin de esta metodologa es fundamental

un adecuado procesamiento para obtener velocidades intervalo, y dependiendo de la

certidumbre de este procesamiento, ser la validez de las interpretaciones del campo

de presin. As mismo es necesario calcular para cada zona de estudio los valores de

exponente adecuados, ya que estos dependen de las caractersticas mismas de las

lutitas y no son extrapolables de una cuenca a otra.

La sencillez de las ecuaciones de Eaton permite que este mtodo sea la aplicacin

ms utilizada en el mundo. Una caracterstica adicional es que las velocidades

ssmicas de intervalo se pueden convertir a intervalos de tiempo de viaje y utilizarlos

como valores de registro snico.

Otros mtodos incluyen Bowers (1995) y el mtodo de Miller (2002). Bowers (1995)

sugiere que las rocas con velocidades acsticas iguales tienen los mismos niveles de

tensin efectiva. El mtodo de Miller (2002) puede ser caracterizado como una

tcnica de prediccin de presin de poro exponencial, ya que existe una relacin de

velocidad nica de tensin efectiva para la compactacin normal.

36

2.6.4.2. Mtodo de Hottman y Johnson (1965)

Es un mtodo directo, el cual calcula las presiones de poro por medio de la

interpretacin de registros acsticos y elctricos. Estos autores definen la presin

normal igual a la presin hidrosttica, de igual forma definen como formaciones

sobrepresionadas, aquellas formaciones que presentan presiones ms altas que la

presin hidrosttica.

Las propiedades elctricas y acsticas en las lutitas estn directamente relacionadas

con porosidad. Por lo tanto, una medida de las propiedades de lutitas debera ser

representativa de la porosidad de la formacin in-situ. En las formaciones

superficiales, con presiones normales, la medida de resistividad en las lutitas se

incrementa con la profundidad a lo largo de una tendencia normal, dicho incremento

se debe a que la porosidad de la formacin disminuy durante el proceso de

compactacin normal. En una seccin de presiones anormales, hay una desviacin de

la tendencia normal en las mediciones de resistividad en lutitas.

En base a esto, Hottman y Johnson hicieron una suposicin razonable de que la

presin del fluido contenido en el espacio poroso de una lutita con presiones

anormales, es la misma que la presin de fluido de poro en la formacin adyacente,

permeable y aislada. Por lo tanto, mediante la estimacin de la presin de poros,

utilizando la resistividad o mediciones acsticas, la presin de poro en una formacin

adyacente y permeable, se puede predecir. Utilizando datos reales obtenidos as de

dieciocho (18) pozos en alta mar y pozos en tierra en Texas y Louisiana costas del

Golfo. Hottman y Johnson desarrollaron una relacin emprica entre la actual

medicin de presin en formaciones permeables, y la magnitud de la desviacin de

lutitas adyacentes.

Cuando se utiliza el grfico desarrollado para los registros snicos (Figura II.8-a), la

magnitud de la desviacin es simplemente la diferencia entre el valor del registro

37

medido, y el valor determinado por la tendencia de lnea normal a la misma

profundidad. El grfico de la resistividad es diferente, debido a que se basa en el radio

de las resistividades observadas, para las resistividades normales predichas por la

lnea de tendencia normal (Figura II.8-b).

a) b)

Figura II.8 Grficos desarrollados por H&J. a) para registros snicos, b) para registros

de resistividad [6].

El primer paso para determinar la presin de poro por el mtodo de H&J es: Leer de

los registros snicos las lutitas gruesas y limpias (por lo menos 20' de espesor), para

de esta manera establecer los intervalos de lutitas limpias. Luego cada lectura de

registro se traza en papel semilog para cada profundidad equivalente. Partiendo de la

grfica de tiempo de trnsito vs profundidad, se establece la lnea de compactacin de

lutitas. La lnea normal se extiende luego hacia abajo en las profundidades de

presiones anormales. A la profundidad de inters, leer los valores de tiempo de

trnsito o de resistividad de la tendencia de compactacin de lutitas (ton Ron) y la

curva graficada con los valores del registro (to Ro). Posterior a ello, se calcula la

diferencia de lecturas de tiempo de trnsito (ton- to) o la relacin de resistividades

(Ron/Ro) entre los valores reales del registro y los valores ledos de la lnea de

tendencia de compactacin extrapolada. Finalmente con el valor obtenido en el paso

anterior, se ingresa a la correlacin de Hottman y Jonhson y posterior a ello se

determina el gradiente de presin de poro.

38

2.6.4.3. Mtodo de profundidad equivalente (Foster y Whalen 1966)

El mtodo de la profundidad equivalente se basa en la suposicin de que formaciones

similares que tienen el mismo valor de la variable dependiente de la porosidad

(tiempo de trnsito, resistividad, densidad) estn bajo el mismo esfuerzo efectivo en

la matriz D. As que el estado de esfuerzo en la matriz, D, de una formacin

anormalmente presurizada a una profundidad H es el mismo que el estado de esfuerzo

en la matriz, Dn, de una formacin ms somera normalmente presurizada a una

profundidad Hn, la cual da el mismo valor medido del parmetro dependiente de la

porosidad. En este mtodo se emplean las siguientes ecuaciones para la estimacin de

la presin de poro:

( ) ( ) ( ) ( )DnpDnDnD PS == ...(2.29)

( ) 10* nFF

DnPHP = .(2.30)

( ) ( ) ( )DDDP SP = .........(2.31)

Donde: D: Esfuerzo efectivo de la matriz, lpc. Dn: Esfuerzo efectivo de la matriz a la profundidad equivalente, lpc. SDn: Presin de sobrecarga a la profundidad Hn, lpc. PP(Dn): Presin de poro a la profundidad Hn, lpc. FF: Densidad del fluido de formacin, gr/cm3. Hn: Profundidad equivalente, pies.

39

2.6.5. Gradiente de fractura

La prediccin del gradiente de fractura ha sido de gran inters para la industria del

petrleo desde finales de 1950, debido a que constituye uno de los parmetros

esenciales en la etapa de pre-diseo de las operaciones de perforacin, explotaciones

de yacimientos y estimulaciones. Varios mtodos de clculo y modelos informticos

han sido presentados en la literatura para diferentes regiones del mundo. La mayora

de estas tcnicas se basan en correlaciones paramtricas o empricas, que requieren un

conocimiento previo de las formas funcionales o el uso de grficos empricos que no

son muy precisos.

Debido a que la presin de fractura de la formacin se ve afectada en gran parte por la

presin de poro de la formacin, se debe utilizar uno de los mtodos de prediccin de

presin de poro de formacin descrito anteriormente antes de utilizar una correlacin

de presin de fractura. Las ecuaciones y correlaciones de presin de fractura ms

utilizadas incluyen: la correlacin de Eaton, la ecuacin de Hubbert y Willis y la

correlacin de Mathews y Kelly.

Correlacin de Eaton

La correlacin de Eaton asume que la relacin entre el esfuerzo horizontal y vertical

en la matriz es descrita con precisin mediante la siguiente ecuacin:

( ) ( ) ( )[ ]DPDDPFR PSPP += 1 ....(2.32) Donde:

PFR: Presin de fractura, lpc.

Pp(D): Presin de formacin, lpc.

S(D): Presin de sobrecarga, lpc.

: Relacin de Poisson.

40

Ecuacin de Hubbert y Willis

Hubbert y Willis introdujeron muchos principios fundamentales que todava se usan

hoy en da. La presin mnima del pozo requerida para extender una fractura existente

fue dada como la presin necesaria para vencer el esfuerzo principal mnimo:

phf PP += ..........................................................................(2.33)

Debido a que la tierra no es homognea ni es isotrpica, con tantos planos de estratos,

esta presin de extensin de fractura es usada generalmente en planificacin de pozos

y diseo de revestimientos. Sin embargo, si el esfuerzo principal mnimo ocurre en el

plano horizontal y si los esfuerzos horizontales H y h son iguales, la concentracin

de esfuerzos local en la pared del hoyo, Hw, es el doble del esfuerzo horizontal

regional H. As que la presin requerida para iniciar la fractura en una formacin

isotrpica y homognea es:

pHpHwf PPP +=+= 2 ....(2.34)

Basndose en el anlisis de experimentos de laboratorio utilizaron el criterio de falla

de Mohr, Hubbert y Willis concluyeron que en regiones de falla normal el esfuerzo

horizontal en la matriz es el esfuerzo mnimo. Tambin se concluy que el esfuerzo

horizontal mnimo en sedimentos someros es aproximadamente un tercio del esfuerzo

vertical en la matriz, resultante del peso de la sobrecarga. As que la presin de

extensin de la fractura para esta situacin es aproximadamente:

pv

phf PPP +=+= 3 ....(2.35)

41

Debido a que el esfuerzo en la matriz v est dado por

pscv P= ....(2.36)

La presin de extensin de la fractura viene expresada por

32 psc

f

PP

+= .................(2.37)

Correlacin de Mathews y Kelly

Mathews y Kelly reemplazaron la suposicin de que el esfuerzo mnimo en la matriz

era un tercio del esfuerzo de sobrecarga por:

vh F = ..(2.38)

Donde el coeficiente de esfuerzo en la matriz F fue determinado empricamente de

datos de campo tomados en formaciones normalmente presurizadas. La figura II.9

muestra las correlaciones empricas que fueron presentadas para las reas de la costa

sur del golfo de Texas y la costa del golfo de Louisiana. Para usar estas curvas de

correlacin para formaciones anormalmente presurizadas, la profundidad Hi a la cual

una formacin normalmente presurizada va a tener el mismo esfuerzo vertical en la

matriz que la formacin anormalmente presurizada de inters es usada en la figura

II.9 en vez de la profundidad real cuando se est determinando el coeficiente de

esfuerzo en la matriz, F. Por simplicidad se han asumido un esfuerzo de sobrecarga

promedio de 1 lpc/pie y un gradiente de presin normal promedio de 0.465 lpc/pie.

As que el esfuerzo vertical normal en la matriz se convierte en:

iiipmscn HHHP 535.0465.0 === .....(2.39)

42

La profundidad Hi la cual la formacin normalmente presurizada tiene la resistencia

vertical en la matriz presente en la formacin anormalmente presurizada de inters es:

535.0535.0535.0ppscv

i

PHPH

=== .....(2.40)

Figura II.9 Correlacin de Mathews y Kelly [7].

43

2.7. Pruebas de Presin

Las pruebas de presin se realizan con el propsito de determinar la habilidad de la

formacin para producir fluidos; y dependiendo del estado de desarrollo del campo se

pueden dividir en: identificacin de la naturaleza de los fluidos del yacimiento y

estimacin del comportamiento del pozo.

Por medio de dichas pruebas se pueden estimar parmetros importantes como:

permeabilidad de la formacin, dao o estimulacin en la formacin, presin del

yacimiento, lmites del yacimiento, anisotropa, volumen del yacimiento y el rea de

drenaje.

2.7.1. Tipos de pruebas de presin

Prueba de restauracin de presin (Build-up convencional, pre-fractura o

postfractura): permite obtener estimados de la presin inicial, lmites del

yacimiento, capacidad de flujo y efecto superficial del pozo. Bsicamente, la prueba

es realizada por un pozo productor a tasa constante por cierto tiempo, cerrando el

pozo (usualmente en la superficie) permitiendo que la presin se restaure en el pozo,

y recordando que la presin (usualmente hoyo a bajo) en el pozo es una funcin del

tiempo. El comportamiento de la prueba de restauracin de presin se ilustra en la

figura II.10.

Figura II.10 Comportamiento de la prueba Build-up [8].

44

Prueba de declinacin de presin (Draw-down): este tipo de prueba se

realiza haciendo producir un pozo a tasa constante empezando idealmente con presin

uniforme en el yacimiento, su comportamiento se muestra en la figura II.11. Por

medio de dicha prueba se puede determinar la causa del problema de inyectividad o

productividad: baja permeabilidad, dao o presin del yacimiento. Ofrece ventajas

econmicas, porque se realiza con el pozo en produccin. Su mayor desventaja es la

dificultad para mantener una tasa constante.

Figura II.11 Comportamiento de la prueba Draw-down [8].

Pruebas de inyectividad o disipacin (Fall-off): el propsito bsico de esta

prueba es tener una idea cualitativa de la permeabilidad de la zona y factibilidad de

someter a esta zona a un tratamiento de estimulacin y/o fracturamiento hidrulico.

Se realizan cerrando el pozo inyector y haciendo un seguimiento a la presin en el

fondo del pozo en funcin del tiempo. En la figura II. 12 se observa el

comportamiento de la prueba Fall-off.

Figura II.12 Comportamiento de la prueba Fall-off [8].

45

Pruebas de interferencia: provee informacin acerca de la comunicacin

entre dos o ms pozos de un yacimiento, determina la permeabilidad direccional y la

capacidad de almacenaje de fluidos del yacimiento.

Prueba iscronal o de tasa variable: consiste en producir el pozo a

diferentes tasas durante periodos de tiempos iguales, y cerrar el pozo hasta alcanzar la

presin promedio del rea de drenaje, en los periodos comprendidos entre dos

cambios de tasas subsiguientes. Por medio de esta prueba se determina la capacidad

de entrega de gas en funcin de una contrapresin dada. Se realiza despus de la

completacin inicial o cuando se requiera.

Formacin (DST Drill Stem Test de corta o larga duracin): esta prueba

se realiza para estimar la presin original del yacimiento, determinar la capacidad

productiva de las distintas arenas y muestrear el fluido de yacimiento. Se debe

realizar antes de la completacin del pozo.

Probador Mltiple de Formacin (RFT/MDT): puede recorrer desde una

tasa variable libre hasta una serie de tasas constantes, para una prueba de presin de

fondo, con constantes cambios en la tasa de flujo. Son esenciales tasas de flujo

exactas y medidas de presin. El comportamiento durante este tipo de prueba se

ilustra en la figura II.13.

Figura II.13 Comportamiento de la prueba MDT [8].

46

2.7.2. Parmetros obtenidos a partir de pruebas de presin

En la tabla II.1 se presenta un anlisis de los parmetros obtenidos a partir de pruebas de presin.

TIPO DE

PRUEBA

TIPO DE DETERMINACIN

CUANTITATIVA CUALITATIVA

Build-up

Fall-off

-kh, s, presin, presin

inicial, constante de

almacenamiento (c), IP.

-rea de drenaje.

-Estado de agotamiento del

yacimiento.

-Barreras y/o lmites.

-Fallas sellantes.

-Modelo del yacimiento.

-Canales de flujo preferenciales.

-Mecanismos de produccin.

-Existencia de acuferos.

Draw-down

Inyeccin -kh, s, c, IP.

Tasa variable

Tasa escalonada

Isocronales

(gas)

-kh, s, c, potenial, IP.

Interferencia

Pulso -kh, s, c, (kx, ky, kz).

-Comunicacin entre pozos.

-Eficiencia de inyeccin.

-Tiempo de irrupcin.

-Anisotropa/heterogeneidad.

-Verificacin de la calidad de sello

en fallas.

DST -kh, s, c, pwf. -Potencial mximo de produccin.

-Distribucin vertical de presiones.

RFT/MDT

-kh, s, c, presin, presin

inicial, gradientes de

presin.

-Contactos.

-Comunicacin hidrulica vertical.

-Estratificacin.

47

2.7.3. Minifrac

Las pruebas mini-frac son aplicadas con el propsito de obtener parmetros sobre los

fluidos de fracturamiento para optimizar el diseo de una fractura hidrulica. El

ensayo mini-frac se realiza antes de un tratamiento de fractura hidrulica. Estas

pruebas involucran los periodos de inyeccin intermitentes seguidos tpicamente por

intervalos de shut-in y/o flowback. Como cualquier prueba del pozo, la presin y el

volumen inyectado son medidos a los largo de un minifrac y grabados para sus

anlisis subsecuentes. El propsito del minifrac es proporcionar la mejor informacin

posible acerca de la formacin, antes de realizar el bombeo del tratamiento real.

El minifrac est diseado para ser lo ms cerca posibles al tratamiento real, sin

bombear volmenes significativos de apuntalante. El minifrac debe ser bombeado

anticipadamente con el fluido de tratamiento, a la tasa prevista. Tambin se debe

tener el volumen para contactar con todas las formaciones que se estimaron en el

diseo del tratamiento. En un pozo planeado y ejecutado con minifrac pueden

proporcionar datos sobre la geometra de fractura, las propiedades