jsdfi sfhfrhewurhyuewty ewtuewuehwuhfheifuiwehu3w4hu 5h32h5hhuidhfuihsdi fdsufisdh ifu hsdifhuidsh fuisdhfugi sdfuihsduifhdsi guifdshg isdghsiudhfisdhugishdhgsudihgifsd ghsdohgiuhidfgh hfihdguis

2. GUíA DE DISEÑO PARA
PREDICCiÓN DE GEOPRESIONES
-
ti
I:3EMEX
EXPLORACiÓN
YPRODUCCiÓN
Este documento fue elaborado por el equipo multidisciplinario de la
Gerencia de IngenieríayTecnologíade laUPMP.
El material contenido en este documento tiene información
confidencial que pertenece a Pemex Exploración y Producción, y no
podrá ser utilizada, fotocopiada, duplicada o revelada para cualquier
propósito diferente a los indicados por este organismo, y con
autorización expresa y por escritode la misma.
@ 2006 Pemex UPMP. Todos los derechos reservados
€j
~
CI

3. CONTENIDO
1. Objetivo
2. Introducción
3. CQnceptos generales
4. Metodología práctica para el cálculo
de las presiones de sobrecarga, poro y fractura
.-+ Determinar la presión de sobrecarga (S)
ry. Definir los intervalos de lutitas limpias
ry. Determinar la presión de poro (Pp)
.-+ Determinar la presión de fractura (PFR)
Calibrar las predicciones de las presiones
de poro y fractura
10. Recomendaciones
11. Nomenclatura
12. Referencias
En la presente guía se desarrolla una metodología
práctica para calcular la presión de poro, la presión de
fractura y la presión de sobrecarga, conocidas como
geopresiones. Esto nos permitirá utilizar los programas
de computo disponibles en UPMP para este fin, como
el PREDICT, con un buen criterio de análisis y conse-
cuentemente mejorar el diseño y la planeación de los
pozos a perforar.

4. 1. OBJETIVO
El objetivo de esta guía es implantar una
metodología para usar los programas de
cómputo con un buen criterio de análisis y,
de esta manera, predecir las presiones de
sobrecarga, poro y fractura con un alto gra-
do de exactitud.
Primero se presenta, en forma práctica
y sencilla, los principios físicos que dan ori-
gen a las presiones de sobrecarga, poro y
fractura. Posteriormente, se presentan los
métodos de predicción más utilizados.
2. INTRODUCCiÓN
Problemas de flujo y descontrol, pega-
duras por presión diferencial, pérdidas
de circulación, colapsos de tuberías de
revestimiento y derrumbes de forma-
ción suelen incrementar considerable-
mente el costo de un pozo y el tiempo
de perforación del mismo. Estos proble-
mas son causados generalmente por
una deficiente predicción de las presio-
nes de sobrecarga, poro y fractura de
las formaciones a perforar, y cuyo co-
nocimiento es básico para planear la
perforación. Consecúentemente, es in-
dispensable entender primero los prin-
cipios físicos que originan estas
presiones y, segundo, predecirlas con la
mayor exactitud posible.
3. CONCEPTOS GENERALES
Durante el proceso de depositación nor-
mal, la presión de sobrecarga se incre-
menta conforme los sedimentos se
acumulan. El incremento de la sobrecarga
compacta los sedimentos, resultandoen un
decremento de la porosidad, como se ilus-
tra en la Figura 1.
(
Porosidad
(:
Presión de poro normal Presión de poro anormal
. Figura1.Proceso
desedimentación
ycompactación.
e
El proceso de compactación ocurre a
medida que el agua de formación es ex-
pulsada del espacio poroso, y el esfuerzo
de sobrecarga soportado por dicha agua

5. ()
(J)
o
de formación es transferido a la matriz de
la roca reduciendo la porosidad.
En áreas donde la permeabilidad de la
formación ha sido suficiente para permitir la
migración de fluidos causada por la reduc-
,ciónde la porosidad, la presión de poro es
normal y se considera aproximadamente
igual a la presión hidrostática ejercida por
una columna de agua deformación a lapro-
fundidad de interés.
Las zonas de presión de poro anorma-
les se originaron durante el proceso de de-
positación y compactación, formándose
una barrera impermeable que impidió la li-
beración del agua de la formación por de-
bajo de esta barrera. Esta barrera
impermeable se formó debido a que el
proceso de sedimentación y compacta-
ción ocurrió a un ritmo más rápido que el
movimiento ascendente del agua. Conse-
cuentemente, la porosidad de laformación
abajo de esta barrera impermeable difie-
re de la tendencia normal (Figura 1).
La presión de sobrecarga (8) es el pe-
so de la columna de roca más los fluidos
contenidos en el espacio poroso que so-
porta una formación a una determinada
profundidad (Figura 2).
La presión de poro (Pp) es la presión
natural, originada por los procesos geoló-
gicos de depositación y compactación, a
laque se encuentran sometidos los fluidos
contenidos en los espacios porosos (po-
rosidad) de la formación (Figura 2).
El esfuerzo efectivo o de matriz (cr)es
el esfuerzo generado por el contacto gra-
no a grano de la matriz de roca, el cual es-
tá en función de la sobrecarga a la
profundidad de interés (Figura 2).
~
. Figura2.Presión
desobrecarga,
Presión
dePoroy esfuerzo
efectivo.
Las propiedades dela lutitamedidas por
los registros geofísicos (tiempo de tránsi-
to, resistividad, densidad, temperatura y
presión), así como la velocidad sísmica,
están directamente relacionados con la
porosidad de la formación. Cuando estos

6. valores se grafican con respecto a la pro-
fundidad (Figura 3), la sección de presión
normal sigue una tendencia lineal confor-
me la porosidad de la formación decrece
con respecto a la profundidad. Una des-
viación de esta tendencia normal es una
. .
indicación de presión anormal. Esta des-
viación de la tendencia normal es el prin-
cipio utilizado por los principales métodos
de predicción de presión de poro.
Compactación Normal (Acumulación Normal)
Porosidad Sónico
I (""glft) ,
,
,
,
,
.
Resistividad Densidad
.'
-g "-
." ~ Formación I
~ e de agua
á: @;!
;..7:'
,;;¡
(ohm-m)
,
! ,
I
I
!
(g/"l
I
I
,
,
,
l'
Compactación Baja (Acumulación Rápida)
"
~
"
'8
~
e
D..
r~Jj-
m
m ..
"'" a presIón i'
,2> normal I
11 Figura
3.Comportamiento
delosindicadores
depresión
vsprofundidad.1
Todos los métodos de predicción de
presión de sobrecarga, poro y fractura es-
tán basados en el principio de Terzaghi1
(Figura 4), el cual define que la presión de
sobrecarga s, es igual a la suma del es-
fuerzo vertical efectivo (J más la presión
de poro Pp definido como:
(
s= Pp + C1 (1)
Densidad equivalente (gr/cc)
,
.
I
Pp~cr
I
~
~
. - , _Zo_nl- d: tr~~~ic~ó':. , - "
:g .
LJ .
<:: ..
:J .
e "..
a. .
....
~cr
+.
...
Zona
de presión
anormal
Zona
de presión
normal
I
{:
D
a
?p
. Figura4.Principio
deTerzaghi1
En la literatura existe un gran número
de métodos para determinar las tres incóg-
nitas de la ecuación de Terzaghi1.Sin em-
bargo, todos están basados en los mismos
principios, los cuales se resumen en la si-
guiente metodología de cinco pasos, la
cual utiliza información sísmica para po-
zos exploratorios e información de regis-
tros geofísicos para pozos de desarrollo.
fjl

7. r
o
l'
~
[
o
..
o'
Cuando un pozo exploratorio está cer-
ca de pozos de desarrollo, los registros
geofísicos también se deben utilizar para
calcular las geopresiones de dicho pozo.
Por otro lado, si se cuenta con información
sísmica en pozos de desarrollo, ésta tam-
bién debe utilizarse para el cálculo de geo-
presiones en dichos pozos.
4. METODOLOGíA PRÁCTICA
PARA EL CÁLCULO DE
LAS PRESIONES DE
SOBRECARGA, PORO
FRACTURA
-+.4.1Determinarlapresióndesobrecarga(S).
-+ 4.2 Definir los intervalos de lutitas lim-
pias (no aplica cuando únicamente se
cuenta con información sísmica).
-) 4.3 Determinar la presión de poro (Pp).
-7 4.4 Determinarlapresióndefractura(PFR)'
-7 4.5 Calibrar las predicciones de las pre-
siones de poro y fractura.
1. Determinar la presión
de sobrecarga
n
LPFi(Di -Di-l)
S= .
10
Donde q,¡ es la densidad promedio de la
formación (gr/cm3)comprendida entre las
profundidades DiY D¡-i (m)(Figura 5). pp¡
se determina en forma directa del registro
de densidad de pozos de correlación o con
la siguiente correlación empírica, si única-
mente se cuenta con el registro sónico o
información sísmica.
PFi =0.0701 * VO.25 (3)
Donde V es la yelocidad del intervalo
(m/seg).
Di-l
Di
Di+l
.
Dn
(2)
. Figura5.Profundidades
ydensidades
deformaciones
atravesadas
durante
laperforación.

8. GUíA DE DmSEÑO PARA
PRED0CCmÓNJDE GEOPRESIONIES
4.2. Definir los intervalos
de lutitas limpias
Todos los métodos para evaluar la presión
de poro emplean los valores de tiempo de
tránsito o de resistividad en las lutitas pa-
ra definir la tendencia normal de compac-
tación. Para esto, es fundamental
seleccionar los intervalos de lutitas limpias,
como se indica a continuación:
4.2.1. Línea base de lutitas
Apartirde un registro de litología, como ra-
yos gamma (RG) o potencial espontáneo
(SP), trazar la línea base de lutitas limpias
seleccionando los valores máximos del re-
gistro.Al trazar esta líneaconsiderarlos va-
lores máximos de resistividad y, en el
registro sónico, tomar en cuenta los valo-
res mínimos (Figura 6).
Selección de
Para cada lectura en el registro RG o SP,
igualo mayor que la línea base de lutitas,
marcar la lectura de tiempo de tránsito o de
resistividada laprofundidadcorrespondien-
te. Deesta manera se estarán seleccionan-
do los puntos de lutita en el (los) registro(s)
a utilizarpara el análisisde latendencia nor-
mal de compactacióri"(Figura 7).
Unión de puntos dfS1lutita
Con los puntos de lutita seleccionados, se
procede a unir éstos para definir el compor-
tamientodelaporosidadenel(los)registro(s)
(
111 Figura 6. Linea base de lutitas.
'~-.._...
(:
111Figura 7. Selección de puntos de lutitas.
"","-.0.0.
~
111 Figura 8. Unión de puntos de lutitas.

9. o utilizado(s). Precisamente, sobre la línea
que une los puntos de lutita se trazará la ten-
dencia normal de compactación para el cál-
culo de la presión de poro (Figura 8).
e
la presión de
En unestudio del estado del arte de los mé-
todos de predicción de presión de por02se
identificaron 15métodos. Sin embargo, los
mejores y más usados por la industria pe-
trolera3son: el método de Hottman y John-
son4, el método de Foster y Whalen5 o
profundidad equivalente, el método de Ea-
ton3,6
y el método del exponente de? A di-
ferencia de los otros métodos, estos cuatro
métodos son sencillos y utilizan informa-
ción convencional y de fácil acceso.
de Hottman y Johnson4
Usando valores de tiempo de tránsito o re-
sistividad y presiones de formación reales
medidas enformaciones del Mioceno y Oli-
goceno de las costas de Texas y Louisia-
na, H&J desarrollaron dos correlaciones
empíricas para la determinación de la pre-
siónde poro,como se indicaacontinuación.
"
o .-+4.3.1.1. A partir de la unión de las lectu-
ras de puntos de lutitas limpias (ínciso
2.3), graficar profundidad vs. tiempo de
tránsito o resistividad de lutitas limpias
(línea azul en Figura 9).
Tiempo de transición de lutitas (¡.tsi ft)
50
O ...¡.
100
t""!
150
llu ~
200
I
500 - I
¡ El
irp~
~
r:/1
J!i
: ~~ i
i l' :
V 1
. A
I o
1000 -
1500 -
g
16 2000-
-o
'5 -
.2 2500-
E' -
o.. 3000-
3500-
4000-
4500-
. Figura 9. Tendencia real VS.tendencia
..;;¡.
4.3.1.2. Trazar la líneadetendencia nor-
mal y extrapolarla hasta la profundidad
total (línea verde en Figura 9).
~ 4.3.1.3. A la profundidad de interés, leer
los valores de tiempo de tránsito o resis-
tividad de latendencia normal yde lacur-
va graficada con los valores del registro.
--+4.3.1.4. Se calcula la diferencia de lec-
turas de tiempode tránsito(tlidzun) o la
relaciónde resistividades(RonlRo)luen-
tre los valores reales del registro y los
valores leídos de la línea de tendencia
normal extrapolada.
--+4.3.1.5. Con elvalor obtenidoen el punto
4.3.1.4, se entra a lacorrelación de H&J

10. I
GUíA DE DISEÑO PARA
PREDICCiÓN DE GEOPRESIONES
(Figura 10 ú 11)Y se determina el gra-
diente de presión de poro.
Diferencia en tiempo de transición de lutitas
(tw-t..,)(¡J.Slft)
O 10 20 30 40 50 60 70
0.1
E
~ 0.12
"
e,
""
';; 0.14
5
tl.
" 0.16
"t)
c:
.0
.~ 0.18
1i
"
~ 0.2
c:
"
'5
~ 0.22
CJ
. Figura10.Correlación
deH&Jparatiempodetránsito
delutitas.
E
~ 0.12
-2
g
Relación de resistividad de lutitas
(Ra,-Ro)¡"
1
0.1
3 5
4
2
e 0.14
o
tl.
"
"t)
.5 0.16
.¡¡¡
"
1i
" 0.18
"t)
"
E
"
~ 0.2
CJ
0.22
. Figura11.Correlación
deH&Jpararesistividad
delutitas.
~ 4.3.1.6. Fina/mente, el gradiente de pre-
sión de poro obtenido en e/punto 4.3.1.5
se multiplica por la profundidad para ob-
tener la presión de poro buscada.
Mathews & Kelly8y Fertl9desarro-
llaron correlaciones similares usando
un mayor número de datos de otras
áreas geológicas, utilizando el mismo
principio de H&J.
e
4.3.2. Método de FosteryWhalen50de pro-
fundidad equivalente.
Este método está basado en el principio
que establecE!.
que formaciones con el mis-
mo valor de la propiedad dependiente de
la porosidad (tiempo de tránsito, resistivi-
dad, densidad, etc.) se encuentran bajo el
mismo esfuerzo efectivo. El método se ex-
plica a continuación.
~ 4.3.2.1. A partir de la unión de las lectu-
ras de puntos de lutitas limpias, graficar
profundidad vs. tiempo de tránsito o re-
sistividad de lutitas limpias (líneaazul en
Figura 12).
~ 4.3.2.2. Trazar la línea detendencia nor-
mal y extrapolarla hasta la profundidad
total (línea verde en Figura 12).
~ 4.3.2.3. A la profundidad de interés D,
leer el valor extrapolado tlun y observa-
dos tlu.Posteriormente, de la lectura ob-
servada trazar una línea vertical hacia
C: I
e~
J
1 l.......
n '
'
'
10
lc
,
t
l. - -- t>- o o
o iO ......... o
o

11. Cü
1'1
I1
~O
I~
! J
I
(()
Tiempo de tránsito de lutitas (S([t)
50
O
100 150 200
/
500
l¡un
1000
1500
:[ 2000
"O
'"
:g 2500
"O
c:
'"
e 3000
a.
I
, .
/
/8
3500
4000
4500
. Figura 12. Tendencia real VS.tendencia normal.
arriba hasta interceptar la línea de ten-
dencia normal y leer la profundidad co-
rrespondiente Dn.
-+ 4.3.2.4.Secalculaelesfuerzoefectivoa la
profundidadDn, el cual es igualal esfuer-
zo efectivoa la profundidadde interés.
O'(D) = O'(Dn)= S(Dn) - P p(Dn)
. P *D
Pp(Dn)= FF n
10
Donde PFFes la densidad del fluido de
formación en la zona de presión de poro
normal, que se considera aproximada-
mente igual a 1.03 gr/cm3,cuando no se
tiene informaciónde ladensidad del agua
de formación de pozos de correlación.
4 4.3.2.5.Finalmentesecalculalapresión
de poro a la profundidad de interés.
P P(D) = S(D) - O'(D) (6)
(4)
-+ 4.3.3. Método de Eaton3,6
Al igual que el método de H&J4,el mé-
todo de Eaton3,6
está basado en el prin-
cipio que establece que la tendencia
normal de compactación es alterada en
la zona de presión anormal. Eaton utili-
zó una gran cantidad de datos de regis-
tros geofísicos y mediciones de
presiones de poro de diferentes áreas
geológicas para desarrollar una serie
de ecuaciones, las cuales relacionan di-
rectamente la presión de poro con la
magnitud de desviación entre los valo-
resobservados y los obtenidos de laten-
dencia normal extrapolada. El método
se explica a continuación. ,
I
-+ 4.3.3.1. A partir de la unión de las lecturas
de puntos de lutitas limpias, graficarprofun-
didad vs. tiempo de tránsito o resistividad
de lutitas "limpias" (línea azul Figura 12).
(5)

12. 'le '
Ir
¡:I
,1
:!'
GUíA DE DISEÑO PARA
PREDICCiÓN DE GEOPRESIONES
RJ
>o.
4.3.3.2. Trazar la línea detendencia nor-
mal y extrapolarla hasta la profundidad
total (línea verde en Figura 12).
4.3.3.3. A la profundidad de interés D,
leer los valores de tiempo de tránsito de
la-tendencia normal llun y de la tenden-
cia observada lluy la profundidad equi-
valente al mismo valor del tiempo de
tránsito observado Dn. le
4.3.3.4. Calcular la presión de poro a la
profundidad de interés D, según el re-
gistro que se tenga, con las siguientes
ecuaciones:
... r
( )
30
* IluJl
P p(D) = S(D) - (S(D) - P P(DJI») t/u (7)
, AS ;¡'Ve
( )
1.2
Pp(D) = S(D) - (S(D) - PP(DJI»)* ::., (8)
~ 11
( )
1.2
Pp(D) = S(D) -(S(D) - Pp(Dn))* ~~
o (9)
Aun cuando el método de Eaton esta ba-
sado en datos de áreas geológicas diferen-
tes a las perforadas en México, es el más
preciso y sencillo de utilizar.
-'" 4.3.4. Método del exponente dc7
Jorden y Shirley7propusieron usar el mo-
delo de Bingham1O
para normalizar el ritmo
de penetración Rconsiderando los efectos
ocasionados porcambio del peso sobre ba-
rrena W,de las revoluciones por minuto de
la rotaria Ny del diámetro de la barrena db
a través del cálculo del exponente de,de-
finido como:
(
]OgCS.:9N)
de =
(
12W
)
lag 454db
(
(10)
Donde Resta en m/h, N en RPM, Wen to-
neladas y dben pulgadas.
Para corregir el exponente de por cam-
bios de densidad de Iodo, Rehm y McClen-
don'1propusieron la siguiente ecuación:
dCmod =dc PFF
P lodo (11
)
DondePlodo es la densidadequivalente
de circulación durante la perforación y PFF
es la densidad del fluido de formación.
Basado en el principio que establece
que la tendencia normal de compactación
, ~

13. o es alterada en la zona de presión anor-
mal, el método del exponente dc consis-
te en lo siguiente:
~ 4.3.4.1. Calcular el exponentedcyel ex-
ponente modificadodCmod
durante la per-
foración de lutitas. Los datos de
perforación obtenidos en formaciones
que no sean lutitas deben eliminarse.
~ 4.3.4.2. Graficar profundidad vs. expo-
nente dCmod
(Figura 13).
¡
,.'/
Exponente dcmOO
o
1,
O'
. Figura 13. Profundidad vs exp.onente dCmod'
o ~ 4.3.4.3. Trazar la línea detendencia nor-
mal y extrapolarla hasta la profundidad
total (línea verde en Figura 13).
-? 4.3.4.4.A la profundidad de interés D,
leer los valores del exponente dCmod'
y
en latendencianormaldCmodn-
Además,
para el valor de dCmod'
leer la profundi-
dad equivalente, en la zona de presión
normal Dn-
~ 4.3.4.5. Finalmente,calcularla presión
de poro a la profundidad de interés D,
usando la fórmula de Eaton3.6.
( )
1.2
- * dCmod
P p(D)- S(D) - (s(D) - P p(Dn))dm ..
cmodn
(12)
4.4. Determinar fa presión
de fractura
La presión necesaria para vencer la pre-
sión de formación y la resistencia de la ro-
ca se denomina presión de fractura. Para
determinar esta presión se propone em-
plear el método de Eaton, tal y como se
plantea a continuación.
~ 4.4.1. Método de Eaton
La ecuación de Eaton para el cálculo de
la presión de fractura (PFR)está en fun-
ción de la presión de poro (Pp)y de la so-
brecarga (8), previamente calculadas,
así como de la relación de Poisson (v).
PFR(D) =Pp(D) +tl~vj[S(D) - PP(D)]
(13)
~ 4.4.1.1. Calcular la relación de Poisson.
La relación de Poisson es un propiedad
2.0.0.0
4.0.0.0
I
6.0.0.0
"O
8.0.0.0
'"
"O
15
e
.2 1.0.0.0
o
O:
12.0.0.0
14.0.0.0
16.0.0.0
18.0.0.0

14. !
GUíA DE DISEÑO PARA .
PREDICCiÓN DE GEOPRESIONES
mecánica de la formación que relacio-
na la deformación lateral de la roca con
respecto a su deformación axial, cuan-
do está sometida a un esfuerzo. Para
calcularla, tenemos dos opciones:
a)Apartirdel registro sónico dipolarde po-
zos de correlación.
0.5
(
ts
)
2
V = te
(::J-1
donde.
ts tiempodetránsitode.corte(microseg/pie)
tc tiempo de tránsito compresional
(microseg/pie)
b)Apartirdel nomograma de Eaton, el cual
se expresa en la siguiente ecuación para
cada profundidad de interés.
V =0.0645 *ln(D)- 0.0673
Finalmente, se sustituye en la ecuación
(13) y se obtiene la presión de fractura.
Otra opción es obtener la relación de Pois-
son a partir de ensayos mecánicos de la-
boratorio a muestras de núcleos, con la
consideración de que esta medición es
puntual y referida a la profundidad a la cual
se obtuvo la muestra.
4.5. Calibrar las predicciones de las
presiones de poro y fractura
Para completar el proceso de evaluación
de geopresiones, es necesario calibrar la
predicción de los perfiles de poro y de frac-
tura con datos reales, obtenidos durante la
perforación y terminación del pozo que se
está analizando; de tal manera que se pue-
da realizar un análisis comparativo con los
datos programados y así obtener las geo-
presiones definitivas para el pozo.
e
(14)
(15)
-+ 4.5.1. Calibración de la presión de po-
roPara la calibración de la presión de
poro, se pueden utilizar los siguientes
parámetros:
-+4.5.1.1. Calibración con datos de
pruebas de formación. Comparar los
valores, en gradiente, de pruebas de
formación, como RFT (repeat formation
test), MDT(modularformation dynamics
test) o DST (dril! stem test), con el gra-
diente de presióndeformación, a las res-
pectivas profundidades y, en caso de
que exista una desviación, se ajusta la
tendencia normal de compactación, de
tal manera que el perfil de la presión de
poro se ajuste a estos valores (Figura
14). Es necesario tomar en cuenta otros
parámetros de calibración, como gasifi-
caciones, densidad del Iodo,flujos o bro-
(
(

15. o
(()
()
teso
-+ 4.5.1.2. Calibración con la densidad
del Iodo. Comparar la densidad del 10-
do utilizada durante la perforación, con
el gradiente de presión de formación y,
. en caso de que estos perfiles se inter-
cepten, se ajusta latendencia normalde
compactación,como se muestraen la
Figura14.Deigualmanera,seránece-
sariotomarencuentaotrosparámetros,
comogasificaciones,
pruebasdeforma-
ción,flujoso brotes.
H Calibración de presión de poro
r:;;¡r:=:~
11 Figura14. Calibración de la presión de poro
-+ 4.5.1.3. Calibración con evidencias
durante la perforación. Comparar el
valor en gradiente de presión de las evi-
dencias, como gasificaciones, flujos o
brotes, con el gradiente de presión de
formación a las respectivas profundida-
des y, en caso de que exista una des-
viación, se ajusta latendencia normal de
compactación, detal manera que el per-
fil de la presión de poro se ajuste a es-
tos valores (Figura 14).Tambiénen este
caso es necesario tomar en cuenta otros
parámetros, como gasificaciones, den-
sidad del Iodo, flujos o brotes.
-+ 4.5.2. Calibración de la presión de frac-
tura.En este caso deberá obtenerse la
información de los siguientes paráme-
tros:
-+ 4.5.2.1. Calibración con datos de
pruebas de goteo (Ieak off test) o mi-
nifracs. Esta es una práctica de campo
empleada para evaluar la cementación
primaria de una tubería de revestimien-
to y para estimar el gradiente de la pre-
sión de fractura. En una prueba de goteo
se considera que la presión, donde las
3,000
2,800
2,600
2,400
~ 2,200
,§ 2,000
8 1,800
'" 1,600
.~ 1,400
;:1,200
~ 1.000
~ 800
600
400
200
o'
o
P",160d,
Goloo(LOT)
10 15
o
Vo'om," 80mbeo, bb' TI'mpo,mlo
11 Figura
15.Prueba
degoteo
(LOT)

16. fracturas comienzan a abrirse e inician
a tomar ftuidos, es una aproximación
del gradiente de fractura, a la respecti-
va profundidad (Figura 15).
Para la calibración se comparan los
vqlores en gradiente de pruebas de go-
teo (LOT) o minifracs, con el gradiente
de presión de fractura, a las respectivas
profundidades y, en caso de que exista
una desviación, se ajusta la tendencia
normal de compactación, de tal mane-
ra que el perfil de la presión de fractura
se ajuste a estos valores (Figura 16). Es
necesario tomar en cuenta los otros pa-
rármetros,como las pérdidas de circula-
ción, en caso de presentarse.
~ 4.5.2.2.Calibración con evidencias du-
rante la perforación. Cuando se ubica
la profundidad de una perdida decircu-
lación y se establece la densidad del ftui-
docon lacualsepresentóésta,esposible
asumir que esta densidad representa un
valor cercano algradiente de fractura pa-
raesa profundidad.Encasodequelapér-
dida de circulación sea inducida, no
deberá considerarse como evidencia pa-
ra calibración del gradiente.
En este caso, se compara el valor en
gradiente de presión de la(s) pérdida(s)
de circulación, con el gradiente de pre-
sión de fractura a las respectivas profun-
(
. Figura 16. Calibración de
la presión de fractura.
didades y, en caso de que exista una
desviación, se ajusta la tendencia nor-
mal de compactación, detal manera que
el perfil de la presión de fractura se ajus-
te a estos valores. Es necesario tomar
en cuenta los parámetros anteriores, co-
mo pruebas de LOT o minifracs.
(
5. ~E~l'Mt':N"A~h'NES
A continuación se enuncian algunas reco-
mendaciones sobre elempleo de estaguía:
-'- Los métodos descritos en esta guía no
son aplicables a formaciones densas y
compactas, tales como formaciones cal-
cáreas constituidas por calizas, anhidri-
tas y/o dolomitas, ya que la presión de
poro está influenciada por las propieda-
des que dependen de la compactación
de las lutitas.
(

17. o -+ Estaguía se puedeaplicarpara la predic-
cióndegeopresiones,tantoparapozosde
desarrollocomoparapozosexploratorios.
-+ Sí se aplica el método de Eaton, para el
cálculodelapresióndeporo,serecomien-
. da caracterizar el exponente de la ecua-
ción de Eaton para cada campo, una vez
que secuentecon suficienteinformación.
-+ Se recomienda emplear preferentemen-
te datos de tiempo de tránsito, ya que se
eliminan los problemas originados por
los cambios de salinidad del agua defor-
mación empleando la información de re-
sistividad y/o conductividad de las
formaciones.
-+ La evaluación de geopresiones debe
realizarse antes, durante y después de
la perforación de un pozo.
o
(()
6. NOMENCL.ATURA
CO =Conductividad
medidaenlutitaslim-
pias (1/0hms-m)
Con = Conductividad en lutitas limpias
(tendencia normal)' (1/Ohms-m)
db = Diámetro de la barrena (in)
D = Profundidad (m)
Dn = Profundidad leída sobre la tenden-
cia normal (m)
N = Velocidad de la rotaria (RPM)
PFR = Presión de fractura (kg/cm2)
Pp = Presión de poro (kg/cm2)
s = Presión de sobrecarga (kg/cm2)
R = Ritmo de penetración (m/hora)
Ro = Resistividad medido en lutitas lim-
pias (Ohms-m)
Ron = Resistividad en lutitas limpias (ten-
dencia normal) (Ohms-m)
tzu = Tiempo de tránsito medida en luti-
tas limpias (¡.Ls/pie)
tZun =Tiempo de tránsito en lutitas limpias
(tendencia normal) (¡.Ls/pie)
tc = Tiempo de tránsito compresional
(¡.Ls/pie)
ts = Tiempo de tránsito de corte (¡.Ls/pie)
V = Velocidad (m/seg)
W = Peso sobre barrena (toneladas)
Letras griegas
v = Relaciónde Poisson(adimensional)
p = Densidad (gr/cm3)
(j = Esfuerzo principal (kg/cm2)
7. REFERENCIAS
-+ Terzaghi, K., Theoretical Soil Mecha-
nics, John Wiley & Sons, Inc., NewYork
(1943).
-+ Knowledge Systems, INC. Best Practi-
ce Procedures for Predicting Pre-Drill
Geopressures in Deep Water Gulf of
Mexico. DEA Project 119-June 2001.
~ Yoshida, C., Ikeda, S., and Eaton, B.A.:
An Investigative Study of Recent Tech-
nologies Used for Prediction, Detection,

18. GUíA DE DISEÑO PARA
PREDECCIÓN DE GEOPRES~ONES
and Evaluation of Abnormal Formation
Pressure and Fracture Pressure in
North and South America, IADC/SPE
36381, 1996.
~ Hottman, C.E., and Johnson, RK.: Es-
timation of Formation Pressure from
Log-Derived Shale Properties, Journal
of Petroleum Technology,August, 1965.
-+ Foster, J.B. and H.E. Whalen.: Estima-
tion of Formation Pressures from Elec-
tric Surveys-Offshore Louisiana"
Journal of Petroleum Technology,
(2/66),165-171.
-+ Eaton, Ben A. Graphical Method Pre-
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-+ Jorden, J. R and O. J. Shirley.:Applica-
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-+ Matthews, W. R, and Kelly, J.: How to
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-+ Fertl, W. H.,Abnormal Formation Pres-
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NewYork, 1976, pp. 210.
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(
(