Exposición de Rossio García, especialista en Geomecánica; fue transmitida en VIVO para la comunidad del Portal de Ingeniería. Para poder ver la charla, ingresa al siguiente enlace: http://www.youtube.com/watch?v=j0Csw5ACwHI

1. Fundamentos de la
Geomecánica de Petróleo
Giobana Rossio Garcia Juarez
rossiog4@gmail.com

2. Por que es importante la Geomecanica
de Petroleo ?

3. FLUJO DE TRABAJO

4. • Estado de esfuerzos In situ
• La resistencia de la Roca
• Propiedades y orientación de los estratos
• Presión de Poros.
• Distribución de las fracturas y fallas
• Trayectoria del pozo y peso del lodo.
Los parámetros principales que controlan el análisis
geomecánico de un pozos son :

5. mostraram que a taxa de limitação de
tensão efetiva principal máxima
e mínima é dada por:
• Considerando as tensões na terra menores à
resistência de atrito de falhas pre-existentes,
Jaeger e Cook mostraram que a taxa de
limitação de tensão efetiva principal máxima
e mínima é dada por:
Propiedades Fuente (Registros) Otras Fuentes
Estratigrafia Registros Gamma Ray ,
Density ; resistivos ,
Velocidad, Sonica
Compesional (Vp)
Cuttings, cavings, secuencia
estratigráfica.
Esfuerzo Vetical
(σv)
Bulk Density Ripios de perforación
Presion de Poros
(Pp)
Vp Resistivos Intervalo de velocidad obtenido de
datos sísmicos, pruebas de toda la
formación, reportes diarios de
perforación.
Direccion de
esfuerzos
Caliper orientado,
Imagenes, anisotropia
de velocidad orientada
Mapas estructurales, datos sísmicos
3D.
Minimo esfuerzo
Horizontal (σh)
Vp y velocidad sonica
Shear (Vs)
Pp, pruebas LOT y ELOT,
microfract, pruebas de rata de
inyección, base de datos local o
regional, reportes diarios de
perforación y modelamiento.

6. Propiedades Fuente
(Registros)
Otras Fuentes
Máximo esfuerzo
horizontal. (σH)
Imágenes de
Pozo
Pp , σh, resistencia de la roca, base
de datos, modelamiento de los
esfuerzos del pozo.
Parámetros elásticos;
Modulo de Young (E),
Modulo rigidez (G),
relación de Poisson (v).
vp y vs, bulk
density.
Base de datos, pruebas de
Corazones en laboratorio, cavings.
Parámetros de
resistencia de la roca.
(UCS) resistencia
compresiva no
confinada), ángulo de
fricción (φ)}
vp y vs, bulk
density.
Base de datos, pruebas de
Corazones en laboratorio, cavings.
Mecanismos de falla Imágenes de
pozo, caliper de
varios brazos
orientado.
Reportes diarios de perforación,
cavings.

7. Conceptos Básicos
Tensión y Tensiones Efectivas

8. Estado de esfuerzos In situ ( Teoria de
falla de Anderson
Para predecir los límites de las diferencias entre las tensiones en
profundidad utilizando esta ecuación, se utiliza la teoría falla Anderson
para determinar las tensiones principales (SHmax, Shmin Sv)
corresponden a S1, S2 y S3.

9. • Falla Normal (NF): Sobre un campo de tensiones en que el
máximo esfuerzo compresivo, ocupa la posicion vertical.
• Para (S1=Sv) el desplazamiento del plano ocurre cuando
:
Sv>SHmax>Shmin.
• Falla Transcurrente (SS): La falla ocurre cuando la
diferencia de SHmax y Shmin es suficientemente grande
SHmax> Sv> Shmin,
• Falla Inversa (RF): El campo de tensiones es compresivo
las dos tensiones horizontales exeden la vertical (S3=Sv),
SHmax>Shmin> Sv.

10. Tensiones Principales em Profundidad
• Sv = Overburdem ( presion de
Sobrecarga )
• SHmax= Maximo esfuerzo horizontal
• Shmin = Esfuerzo horizontal mínimo
Componentes adicionales para el modelo
geomecánico
• Pp= Presion de Poros
• USC= Resistencia de la roca ( de los
registros)
• Fracturas y fallas ( Registro de
Imagenes y sismica, etc

11. GEOPRESIONES
• La palabra Geopresiones abarca todas las tensiones y deformaciones
existente bajo tierra y todos aquellos afectan las formaciones y que
causan la fractura de la roca.
PRESION DE SOBRECARGA
PRESION DE POROS
PRESION DE COLAPSO
PRESION DE FRACTURA

12. Ventana Operacional

13. Presión de Sobrecarga (Sv)

14. Presión de Sobrecarga y Gradiente de
Sobrecarga (Sv)
El esfuerzo de sobrecarga es el esfuerzo creado por el peso de los
sedimentos que se han depositando en la cuenca, la sobrecarga está en
función de la densidad de las formaciones y espesor
Offshore :Onshore :

15. Presión de Sobrecarga Offshore

16. Influencia de la columna
de agua en la presión de
sobrecarga

17. Calculo de Densidad
• El esfuerzo de sobrecarga está en función de la densidad de las
formaciones y sus espesores, esta densidades puede ser determinada por
medio de correlaciones, algunas de ellas son las realizada por Belloti y
Gardner con los tiempos de transito de formación (DTCO).
Belloti
tiempos de tránsito menores que 100 us/ft,
Formaciones consolidadas
tiempos de tránsito mayores que 100 us/ft
Formaciones consolidadas
Donde:
ρ b = Densidad total de formaciones
t= tiempo de tránsito (us/ft)
t ma= tiempo de tránsito de matriz (us/ft)

18. Tiempo de transito según tipo de roca

19. Calculo de Densidad con un registro
Sónico
• Gardner (1974)
Condujo una serie de medidas controladas de campo y laboratorio de
rocas sedimentarias saturadas y determinaron una relación entre la los
registros sónicos compresionales (DTCO) y la densidad.

20. PRESION DE POROS
La presión de poros está definida como la presión que ejerce un fluido en los espacios
porosos de la roca. También es llamada presión de formación o presión poral, está en
función de los fluidos de formación y de las cargas que están soportando. La presión de
poros está clasificada por dos categorías:
Presión normal: es la presión hidrostática de una columna de fluido de la formación que
se extiende desde la superficie hasta una profundidad dada.
Presión anormal: es definida como la presión mayor o menor a la presión de poros
hidrostática, las causas de estas presiones anormales están relacionadas a diferentes
eventos geológicos, geoquímicos, geotérmicos y mecánicos.
GRADIENTE DE PRESION DE POROS

21. Gradiente de Presión de Poros

22. Presiones Anormales Altas se originan
por :
• Subcompactacion
• Expansión de Fluido
• Presion diferencial
• Migracion de fluido
• Tectonismo

23. Compactación Normal

24. Diferenciación de la presión en los
ripios de perforación

25. Diferencia de presión en pozos con Gas
• A) La presión dentro del pozo es
mucho mayor que la presión de
formación
• B) La presión dentro del pozo es
Mayor a la presión de Formación
• C) La presión dentro del pozo es
menor a la presión de formación

26. Compactación Anormal o
Subcompactación

27. Indicadores de Zonas anormalmente
Presurizadas

28. Estimación de la Gradiente de Presión de Poros
DATOS INDICADORES DE
PRESIÓN
TIEMPO DE
PREDICCIÓN
Métodos geofísicos - Sísmica Antes de la perforación
Parámetros de perforación - Exponente “d” -
Registros mientras se
perfora - Tasa de
penetración
Durante la Perforación
Parámetros del fluido de
Perforación
- Registros de lodo -
Influjos de presión -
velocidad del flujo de
lodo
Durante la Perforación
Registros de pozo Registros eléctricos -
Tiempo de
transito(Sónico) -
Densidad - Porosidad -
Gamma ray
Después de la Perforación
Métodos directos MDT, RFT, LEAKOFF
TEST
Después de la Perforación

29. Importancia en el Cálculo de Poro
presión

30. Estimación del gradiente de Poropresión
Métodos Directos :
• MDT, RFT: MDT, probador modular de la
dinámica de la formación (herramienta de
Schlumberger) y RFT (probador de formación a
repetición)).
• Mediciones en zonas permeables
• Test de Formación
• Kicks/ perdidas de circulación

31. Método Directo

32. Métodos Indirectos
• Mediciones hechas en formaciones
Impermeables
• Antes, durante ( tiempo real) y después de la
perforación
• Arcillas y arenas
• Procesos de Compactación
• Compactación Normal o Anormal .
• Curvas de tendencia Normal / trend Lines)

34. Metodo de Eaton
• P/D = gradiente de presión de poros
• S/D = gradiente de esfuerzo de sobrecarga
• Pn/D = gradiente de presión normal
• Ao/A = relación de los registros observados con la línea de tendencia a = parámetro
de ajuste
Tiempo de transito
Resistividad
Exponente D

35. Tendencia de compactación
Tendencia de compactación Trazar la línea de tendencia normal o tendencia de compactación es fundamental para el método de Eaton.
Esta línea puede ser trazada de manera matemática, escogiendo dos puntos y graficándola con la ecuación de la recta según la tendencia
que tenga el registro y la zona de sobrepresión. Pero existen métodos más analíticos los cuales pueden relacionar el esfuerzo efectivo
normal con la velocidad sónica y la resistividad en una tendencia de compactación.
a= constante de declinación del tren en
una compactación normal
b= Valor del trend de compactación
normal en el fondo del mar

36. GRADIENTE DE FRACTURA
• Medición
Directa
(LOT) se llevan a cabo
regularmente en nuevos
pozos en los que no se
han establecido las
características de la
formación.
El objetivo principal de
la prueba es determinar
la intensidad de la
fractura y la presión de
la formación abierta.
Los datos de este ensayo
se utilizan para estimar
las tensiones en la
exploración y
perforación.

37. Leak Off Extendido
La prueba ELOT / XLOT es
la misma prueba LOT que se
mejora, con la repetición de
los ciclos de presurización
igual que en la fracturación
hidráulica como un método
para superar la resistencia a
la tracción y la concentración
de esfuerzos alrededor del
pozo . Sin embargo, XLOT
todavía conserva la misma
configuración de prueba LOT
y la distribución de tensiones
en tres dimensiones
alrededor de la parte inferior
no se consideran.

38. Imágenes de Pozo
• Registro que proporciona imágenes de las paredes del pozo. Estas imágenes son el resultado de la activación de un transmisor
rotativo que emite pulsos localizados de ondas sonoras de alta frecuencia que barren las paredes del pozo. Las imágenes son el
producto de las ondas sonoras reflejadas.
• Las fracturas de tracción inducidas por la perforación, son detectados por este método, ya que no propagar una distancia
significativa de la pared del pozo y por lo tanto no tienen efectos significativos sobre la perforación.
• bandas oscuras (amplitudes de baja reflexión) en lados opuestos de la imagen bien (UBI también) y fuera de foco imágenes en
perfiles eléctricos (Pozo B FMI). Al hacer que las secciones transversales del pozo A, puede identificar claramente las fracturas, así
como se muestra a la derecha. Tenga en cuenta también la existencia de las fracturas de tracción inducida durante la perforación de
90 ° desde la fracturas.

39. • Breakouts: : las llamaradas
así en pozos verticales
ocurren en la direccion
esfuerzo horizontal mínimo
(Shmin).
• Washout: : derrumbes,
Representa la falla
completa del pozo .
• Keyseat: Surcos en la pared
del pozo, asimétricos
causada por el desgaste
mecánico.
Para el análisis de las fracturas
(Pumbs y Hiekman):

40. Mediciones Indirectas
• Calcular las tensiones alrededor del pozo y comparar con un criterio
de falla
• Métodos de tensiones tangenciales
• Método de tensión mínima
• Correlaciones especificas
GRADIENTE DE FRACTURA:

41. Presión de Fractura – Presión de Colapso
• Presion de Fractura Superior : es la presión dentro del pozo que causa la fractura
de la roca, de esta forma si la presión en el interior del pozo fuera igual o mayor que
este valor ocurrirá una falla por tracción
• Presion de Fractura Inferior : Es la presion dentro del pozo que causa la fractura
inferior de la roca, de esta forma la presion interior del pozo fuera igual o menor
ocurrirá una falla por tracción.
• Presión de Colapso Inferior : es la presion de la deformacion o desmoronamiento
en las paredes del pozo, de esta forma si la presion en el interior del pozo fuera
igual o menos al valor ocurrira una falla por cizallamiento
• Presión de Colapso Superior : es la presión de la deformación o desmoronamiento
en las paredes del pozo, de esta forma si la presión en el interior del pozo fuera
igual o mayor al valor ocurrira una falla por cizallamiento
•

42. Gradiente de Fractura – Gradiente de
Colapso
• Gradiente de fractura Superior: Determina el límite superior de la densidad del fluido de
perforación para que no haya fracturas de formación,. Así, durante la perforación del pozo,
deben ser utilizados valores de densidad del fluido inferiores al gradiente de fractura
superior
• Gradiente de fractura Inferior. Determina el límite inferior de la densidad del fluido de
perforación para que no haya fracturas de formación,. Así, durante la perforación del pozo,
deben ser utilizados valores de densidad del fluido superiores al gradiente de fractura
inferior.
• Gradiente de Colapso Inferior: determina el límite inferior de la densidad del fluido de
perforación para que no haya el colapso de la formación, así, durante la perforación del
pozo deben ser utilizadas valores de densidad de fluido superiores al gradiente de colapso
inferior .
• Gradiente de Colapso Superior: determina el límite superior de la densidad del fluido de
perforación para que no haya el colapso de la formación, así, durante la perforación del
pozo deben ser utilizadas valores de densidad de fluido inferiores al gradiente de colapso
superior.

43. Si eres fiel, podrás llamarte vencedor.
Ocúpate de tus deberes profesionales por Amor
—En tu vida, aunque pierdas algunos combates, no conocerás derrotas.
No existen fracasos —convéncete—, si obras con rectitud de intención y con afán de
cumplir la Voluntad de Dios.
—Entonces, con éxito o sin éxito, triunfarás siempre, porque habrás hecho el trabajo
con Amor.
San Jose Maria Escribade Balaguer