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Guía para la 
Predicción de Geopresiones 
(Presiones de sobrecarga, poro y fractura) 
 
CONTENIDO 
 
1. Objetivo 
2. Introducción 
3. Conceptos generales 
4. Metodología práctica para el cálculo de las presiones de sobrecarga, poro y fractura 
4.1. Determinar la presión de sobrecarga (S) 
4.2. Definir los intervalos de lutitas limpias 
4.3. Determinar la presión de poro (PP) 
4.4. Determinar la presión de fractura (PFR) 
4.5. Calibrar las predicciones de las presiones de poro y fractura 
5. Recomendaciones 
6. Nomenclatura 
7. Referencias 
 
En la presente guía se desarrolla una metodología práctica para calcular la presión de poro, la 
presión de fractura y la presión de sobrecarga, conocidas como geopresiones. Esto nos 
permitirá utilizar los programas de computo disponibles en UPMP para este fin, como el 
PREDICT, con un buen criterio de análisis y consecuentemente mejorar el diseño y la 
planeación de los pozos a perforar. 
 
 
 
Guía de Diseño 
2 Gerencia de Ingeniería 
 
1. OBJETIVO 
 
El objetivo de esta guía es implantar una 
metodología para usar los programas de 
cómputo con un buen criterio de análisis y, 
de esta manera, predecir las presiones de 
sobrecarga, poro y fractura con un alto 
grado de exactitud. 
 
Primero se presenta, en forma práctica y 
sencilla, los principios físicos que dan origen 
a las presiones de sobrecarga, poro y 
fractura. Posteriormente, se presentan los 
métodos de predicción más utilizados. 
 
2. INTRODUCCIÓN 
 
Problemas de flujo y descontrol, pegaduras 
por presión diferencial, pérdidas de 
circulación, colapsos de tuberías de 
revestimiento y derrumbes de formación 
suelen incrementar considerablemente el 
costo de un pozo y el tiempo de perforación 
del mismo. Estos problemas son causados 
generalmente por una deficiente predicción 
de las presiones de sobrecarga, poro y 
fractura de las formaciones a perforar, y 
cuyo conocimiento es básico para planear la 
perforación. Consecuentemente, es 
indispensable entender primero los 
principios físicos que originan estas 
presiones y, segundo, predecirlas con la 
mayor exactitud posible. 
 
3. CONCEPTOS GENERALES 
 
Durante el proceso de depositación normal, 
la presión de sobrecarga se incrementa 
conforme los sedimentos se acumulan. El 
incremento de la sobrecarga compacta los 
sedimentos, resultando en un decremento 
de la porosidad, como se ilustra en la Figura 
1. 
 
El proceso de compactación ocurre a 
medida que el agua de formación es 
expulsada del espacio poroso, y el esfuerzo 
de sobrecarga soportado por dicha agua de 
formación es transferido a la matriz de la 
roca reduciendo la porosidad. 
 
En áreas donde la permeabilidad de la 
formación ha sido suficiente para permitir la 
migración de fluidos causada por la 
reducción de la porosidad, la presión de 
poro es normal y se considera 
aproximadamente igual a la presión 
hidrostática ejercida por una columna de 
agua de formación a la profundidad de 
interés. 
 
Las zonas de presión de poro anormales se 
originaron durante el proceso de 
depositación y compactación, formándose 
una barrera impermeable que impidió la 
liberación del agua de la formación por 
debajo de esta barrera. Esta barrera 
impermeable se formó debido a que el 
proceso de sedimentación y compactación 
ocurrió a un ritmo más rápido que el 
movimiento ascendente del agua. 
Consecuentemente, la porosidad de la 
formación abajo de esta barrera 
impermeable difiere de la tendencia normal 
(Figura 1). 
 
La presión de sobrecarga (S) es el peso 
de la columna de roca más los fluidos 
Figura 1. Proceso de sedimentación 
y compactación. 
 Predicción de Geopresiones 
Gerencia de Ingeniería 3
 
contenidos en el espacio poroso que 
soporta una formación a una determinada 
profundidad (Figura 2). 
 
La presión de poro (pp) es la presión 
natural, originada por los procesos 
geológicos de depositación y compactación, 
a la que se encuentran sometidos los fluidos 
contenidos en los espacios porosos 
(porosidad) de la formación (Figura 2). 
 
El esfuerzo efectivo o de matriz (σσσσ) es el 
esfuerzo generado por el contacto grano a 
grano de la matriz de roca, el cual está en 
función de la sobrecarga a la profundidad 
de interés (Figura 2). 
 
 
Las propiedades de la lutita medidas por los 
registros geofísicos (tiempo de tránsito, 
resistividad, densidad, temperatura y 
presión), así como la velocidad sísmica, 
están directamente relacionados con la 
porosidad de la formación. Cuando estos 
valores se grafican con respecto a la 
profundidad (Figura 3), la sección de 
presión normal sigue una tendencia lineal 
conforme la porosidad de la formación 
decrece con respecto a la profundidad. Una 
desviación de esta tendencia normal es una 
indicación de presión anormal. Esta 
desviación de la tendencia normal es el 
principio utilizado por los principales 
métodos de predicción de presión de poro. 
 
Todos los métodos de predicción de presión 
de sobrecarga, poro y fractura están 
basados en el principio de Terzaghi1 (Figura 
4), el cual define que la presión de 
sobrecarga S , es igual a la suma del 
esfuerzo vertical efectivo σ más la presión 
de poro pp definido como: 
 
( )1 σσσσ+= ppS 
σ
S
pp
σ
S
pp
Figura 2. Presión de sobrecarga, 
Presión de Poro y esfuerzo efectivo. 
Compactación Normal (Acumulación Normal)
(µ seg/ft)
Sónico Densidad 
(g/cc)
Resistividad
(g /cc)
(Ω m)
Formación
de agua
Porosidad
Formación
a Presión
Normal
Formación
a Presión
Anormal
Compactación Baja (Acumulación Rápida)
Compactación Normal (Acumulación Normal)
(µ seg/ft)
Sónico
(µ seg/ft)
Sónico Densidad 
(g/cc)
Resistividad
(g /cc)
(Ω m)
Resistividad
(g /cc)
(Ω m)
Formación
de agua
Porosidad
Formación
a Presión
Normal
Formación
a Presión
Anormal
Compactación Baja (Acumulación Rápida)
Formación
a Presión
Normal
Formación
a Presión
Anormal
Compactación Baja (Acumulación Rápida)
Formación
a Presión
Normal
Formación
a Presión
Anormal
Formación
a Presión
Normal
Formación
a Presión
Anormal
Formación
a Presión
Normal
Formación
a Presión
Anormal
Formación
a Presión
Normal
Formación
a Presión
Anormal
Formación
a Presión
Normal
Formación
a Presión
Anormal
Formación
a Presión
Normal
Formación
a Presión
Anormal
Compactación Baja (Acumulación Rápida)
Figura 3. Comportamiento de los 
indicadores de presión vs profundidad.1 
pp σ
pp σ
Zona de 
presión 
normal
Zona de 
presión 
anormal
Zona de transición
Densidad equivalente (gr/cc)
Pr
of
un
di
da
d 
(m
)
Spp =+σ
pp σ
pp σ
Zona de 
presión 
normal
Zona de 
presión 
anormal
Zona de transición
Densidad equivalente (gr/cc)
Pr
of
un
di
da
d 
(m
)
Spp =+σ
Figura 4. Principio de Terzaghi1
Guía de Diseño 
4 Gerencia de Ingeniería 
En la literatura existe un gran número de 
métodos para determinar las tres incógnitas 
de la ecuación de Terzaghi1. Sin embargo, 
todos están basados en los mismos 
principios, los cuales se resumen en la 
siguiente metodología de cinco pasos, la 
cual utiliza información sísmica para pozos 
exploratorios e información de registros 
geofísicos para pozos de desarrollo. 
 
Cuando un pozo exploratorio está cerca de 
pozos de desarrollo, los registros geofísicos 
también se deben utilizar para calcular las 
geopresiones de dicho pozo. Por otro lado, 
si se cuenta con información sísmica en 
pozos de desarrollo, ésta también debe 
utilizarse para el cálculo de geopresiones en 
dichos pozos. 
 
4. METODOLOGÍA PRÁCTICA PARA EL 
CÁLCULO DE LAS PRESIONES DE 
SOBRECARGA, PORO Y FRACTURA 
 
4.1Determinar la presión de sobrecarga (S). 
4.2Definir los intervalos de lutitas limpias 
(no aplica cuando únicamente se cuenta 
con información sísmica). 
4.3Determinar la presión de poro (pp). 
4.4Determinar la presión de fractura(pFR). 
4.5Calibrar las predicciones de las 
presiones de poro y fractura. 
 
4.1. Determinar la presión de sobrecarga 
 
( )
( )2 
10
1
1∑
=
−−
=
n
n
iiFi DD
S
ρ
 
 
Donde Fiρ es la densidad promedio de la 
formación (gr/cm3) comprendida entre las 
profundidades iD y 1−iD (m) (Figura 5). Fiρ 
se determina en forma directa del registro 
de densidad de pozos de correlación o con 
la siguiente correlación empírica, si 
únicamente se cuenta con el registro sónico 
o información sísmica. 
 
( )3 *0701.0 25.0VFi =ρ 
 
Donde V es la velocidad del intervalo 
(m/seg). 
 
4.2. Definir los intervalos de lutitas 
limpias 
 
Todos los métodos para evaluar la presión 
de poro emplean los valores de tiempo de 
tránsito o de resistividad en las lutitas para 
definir la tendencia normal de 
compactación. Para esto, es fundamental 
seleccionar los intervalos de lutitas limpias, 
como se indica a continuación: 
 
4.2.1. Línea base de lutitas 
A partir de un registro de litología, como 
rayos gamma (RG) o potencial espontáneo 
(SP), trazar la línea base de lutitas limpias 
seleccionando los valores máximos del 
registro. Al trazar esta línea considerar los 
valores máximos de resistividad y, en el 
registro sónico, tomar en cuenta los valores 
mínimos (Figura 6). 
 
4.2.2. Selección de puntos de lutita 
Para cada lectura en el registro RG o SP, 
igual o mayor que la línea base de lutitas, 
marcar la lectura de tiempo de tránsito o de 
resistividad a la profundidad 
correspondiente. De esta manera se 
estarán seleccionando los puntos de lutita 
en el (los) registro(s) a utilizar para el 
iD
1−iD
1+iD
•
nD
Fiρρρρ
1+Fiρ
•
Fnρρρρ
iD
1−iD
1+iD
•
nD
Fiρρρρ
1+Fiρ
•
Fnρρρρ
Figura 5. Profundidades y densidades 
de formaciones atravesadas durante la 
perforación. 
 Predicción de Geopresiones 
Gerencia de Ingeniería 5
 
análisis de la tendencia normal de 
compactación (Figura 7). 
 
4.2.3. Unión de puntos de lutita 
Con los puntos de lutita seleccionados, se 
procede a unir éstos para definir el 
comportamiento de la porosidad en el (los) 
registro(s) utilizado(s). Precisamente, sobre 
la línea que une los puntos de lutita se 
trazará la tendencia normal de 
compactación para el cálculo de la presión 
de poro (Figura 8). 
 
4.3. Determinar la presión de poro 
 
En un estudio del estado del arte de los 
métodos de predicción de presión de poro2 
se identificaron 15 métodos. Sin embargo, 
los mejores y más usados por la industria 
petrolera3 son: el método de Hottman y 
Johnson4, el método de Foster y Whalen5 o 
profundidad equivalente, el método de 
Eaton3,6 y el método del exponente dc7. A 
diferencia de los otros métodos, estos 
cuatro métodos son sencillos y utilizan 
información convencional y de fácil acceso. 
 
4.3.1 Método de Hottman y Johnson4 
(H&J) 
Usando valores de tiempo de tránsito o 
resistividad y presiones de formación reales 
medidas en formaciones del Mioceno y 
Oligoceno de las costas de Texas y 
Louisiana, H&J desarrollaron dos 
correlaciones empíricas para la 
determinación de la presión de poro, como 
se indica a continuación. 
 
4.3.1.1. A partir de la unión de las lecturas 
de puntos de lutitas limpias (ínciso 2.3), 
graficar profundidad vs. tiempo de tránsito o 
resistividad de lutitas limpias (línea azul en 
Figura 9). 
GR
Líneas base
de lutitas
Defiinir los Intervalos de Lutitas limpiasDefiinir los Intervalos de Lutitas limpias
Resistividad
Tiempo de
Tránsito
GR
Líneas base
de lutitas
Defiinir los Intervalos de Lutitas limpiasDefiinir los Intervalos de Lutitas limpias
Resistividad
Tiempo de
Tránsito
Figura 6. Linea base de lutitas. 
GR
Líneas base
de lutitas
Definir los Intervalos de Lutitas limpiasDefinir los Intervalos de Lutitas limpias
Unión de
puntos de 
lutita en
Resistividad
Unión de
puntos de
lutita en
Tiempo de
Tránsito
GR
Líneas base
de lutitas
Definir los Intervalos de Lutitas limpiasDefinir los Intervalos de Lutitas limpias
Unión de
puntos de 
lutita en
Resistividad
Unión de
puntos de
lutita en
Tiempo de
Tránsito
Figura 8. Unión de puntos de lutitas. 
GR
Defiinir los Intervalos de Lutitas limpiasDefiinir los Intervalos de Lutitas limpias
Lecturas de
Tiempo de
Tránsito
para cada
punto de
lutita
Líneas base
de lutitas Lecturas de
Resistividad
para cada
punto de
lutita
GR
Defiinir los Intervalos de Lutitas limpiasDefiinir los Intervalos de Lutitas limpias
Lecturas de
Tiempo de
Tránsito
para cada
punto de
lutita
Líneas base
de lutitas Lecturas de
Resistividad
para cada
punto de
lutita
Figura 7. Selección de puntos de lutitas. 
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
50 100 150 200
Tiempo de tránsito de lutitas (µs/ft)
tlutlun
Pr
of
un
di
da
d 
[m
]
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
50 100 150 200
Tiempo de tránsito de lutitas (µs/ft)
tlutlun tlutlun
Pr
of
un
di
da
d 
[m
]
Figura 9. Tendencia real vs. tendencia
Guía de Diseño 
6 Gerencia de Ingeniería 
4.3.1.2. Trazar la línea de tendencia normal 
y extrapolarla hasta la profundidad total 
(línea verde en Figura 9). 
4.3.1.3. A la profundidad de interés, leer los 
valores de tiempo de tránsito o resistividad 
de la tendencia normal y de la curva 
graficada con los valores del registro. 
4.3.1.4. Se calcula la diferencia de lecturas 
de tiempo de tránsito (tlu-tlun) o la relación de 
resistividades (Ron/Ro)lu entre los valores 
reales del registro y los valores leídos de la 
línea de tendencia normal extrapolada. 
4.3.1.5. Con el valor obtenido en el punto 
4.3.1.4, se entra a la correlación de H&J 
(Figura 10 ú 11) y se determina el gradiente 
de presión de poro. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 10. Correlación de H&J 
para tiempo de tránsito de lutitas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 11. Correlación de H&J 
para resistividad de lutitas. 
4.3.1.6. Finalmente, el gradiente de presión 
de poro obtenido en el punto 4.3.1.5 se 
multiplica por la profundidad para obtener la 
presión de poro buscada. 
 
Mathews & Kelly8 y Fertl9 desarrollaron 
correlaciones similares usando un mayor 
número de datos de otras áreas geológicas, 
utilizando el mismo principio de H&J. 
 
4.3.2. Método de Foster y Whalen5 o de 
profundidad equivalente. 
Este método está basado en el principio que 
establece que formaciones con el mismo 
valor de la propiedad dependiente de la 
porosidad (tiempo de tránsito, resistividad, 
densidad, etc.) se encuentran bajo el mismo 
esfuerzo efectivo σ . El método se explica a 
continuación. 
 
4.3.2.1. A partir de la unión de las lecturas 
de puntos de lutitas limpias, graficar 
profundidad vs. tiempo de tránsito o 
resistividad de lutitas limpias (línea azul en 
Figura 12). 
 
4.3.2.2. Trazar la línea de tendencia normal 
y extrapolarla hasta la profundidad total 
(línea verde en Figura 12). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 12. Tendencia real vs. tendencia normal. 
 
4.3.2.3. A la profundidad de interés D, leer 
el valor extrapolado tlun y observados tlu. 
Posteriormente, de la lectura observada 
trazar una línea vertical hacia arriba hasta 
0.1
0.12
0.14
0.16
0.18
0.2
0.22
0.24
0 10 20 30 40 50 60 70
lutitas (tlu-tlun ) (µs/ft)
Gr
ad
ie
nt
e d
e P
re
sió
n 
de
 P
or
o 
[k
g/
cm
2/
m
]
Diferencia en tiempo de tránsito de
0.1
0.12
0.14
0.16
0.18
0.2
0.22
0.24
0 10 20 30 40 50 60 70
lutitas (tlu-tlun ) (µs/ft)
Gr
ad
ie
nt
e d
e P
re
sió
n 
de
 P
or
o 
[k
g/
cm
2/
m
]
Diferencia en tiempo de tránsito de
0.1
0.12
0.14
0.16
0.18
0.2
0.22
1 2 3 4 5
(Ron/Ro)lu
Gr
ad
ie
nt
e d
e P
re
sió
n 
de
 P
or
o 
[k
g/
cm
2/
m
]
Relación de resistividad de lutitas
0.1
0.12
0.14
0.16
0.18
0.2
0.22
1 2 3 4 5
(Ron/Ro)lu
Gr
ad
ie
nt
e d
e P
re
sió
n 
de
 P
or
o 
[k
g/
cm
2/
m
]
Relación de resistividad de lutitas
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
50 100 150 200
Tiempo de transito de lutitas (µs/ft)
tlutlun
Pr
of
un
di
dad 
[m
]
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
50 100 150 200
Tiempo de transito de lutitas (µs/ft)
tlutlun
Pr
of
un
di
da
d 
[m
]
 Predicción de Geopresiones 
Gerencia de Ingeniería 7
 
interceptar la línea de tendencia normal y 
leer la profundidad correspondiente Dn. 
 
4.3.2.4. Se calcula el esfuerzo efectivo a la 
profundidad Dn, el cual es igual al esfuerzo 
efectivo a la profundidad de interés. 
 
( ) ( ) ( ) ( ) ( )4 DnpDnDnD pS −== σσσσσσσσ 
 
( ) ( )5 10
*
 nFFDnp
Dp ρρρρ=∴ 
Donde FFρ es la densidad del fluido de 
formación en la zona de presión de poro 
normal, que se considera aproximadamente 
igual a 1.03 gr/cm3, cuando no se tiene 
información de la densidad del agua de 
formación de pozos de correlación. 
 
4.3.2.5. Finalmente se calcula la presión de 
poro a la profundidad de interés. 
 
( ) ( ) ( ) ( )6 DDDp Sp σσσσ−= 
 
4.3.3. Método de Eaton3,6 
Al igual que el método de H&J4, el método 
de Eaton3,6 está basado en el principio que 
establece que la tendencia normal de 
compactación es alterada en la zona de 
presión anormal. Eaton utilizó una gran 
cantidad de datos de registros geofísicos y 
mediciones de presiones de poro de 
diferentes áreas geológicas para desarrollar 
una serie de ecuaciones, las cuales 
relacionan directamente la presión de poro 
con la magnitud de desviación entre los 
valores observados y los obtenidos de la 
tendencia normal extrapolada. El método se 
explica a continuación. 
 
4.3.3.1. A partir de la unión de las lecturas 
de puntos de lutitas limpias, graficar 
profundidad vs. tiempo de tránsito o 
resistividad de lutitas “limpias” (línea azul 
Figura 12). 
 
4.3.3.2. Trazar la línea de tendencia normal 
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 tlun y de la tendencia 
observada tlu y la profundidad equivalente al 
mismo valor del tiempo de tránsito 
observado Dn. 
 
4.3.3.4. Calcular la presión de poro a la 
profundidad de interés D, según el registro 
que se tenga, con las siguientes 
ecuaciones: 
 
Sónico 
( ) ( ) ( ) ( )( ) ( )7 *
0.3






−−=
lu
lun
DnpDDDp t
tpSSp
 
Resistivo 
( ) ( ) ( ) ( )( ) ( )8 *
2.1






−−=
on
o
DnpDDDp R
RpSSp
 
 
Conductivo 
( ) ( ) ( ) ( )( ) ( )9 *
2.1






−−=
o
on
DnpDDDp C
C
pSSp
 
 
Aun cuando el método de Eaton esta 
basado en datos de áreas geológicas 
diferentes a las perforadas en México, es el 
más preciso y sencillo de utilizar. 
 
4.3.4. Método del exponente dc7 
Jorden y Shirley7 propusieron usar el 
modelo de Bingham10 para normalizar el 
ritmo de penetración R considerando los 
efectos ocasionados por cambio del peso 
sobre barrena W, de las revoluciones por 
minuto de la rotaria N y del diámetro de la 
barrena db a través del cálculo del 
exponente dc, definido como: 
 
( )10 
454
12log
29.18
log












=
bd
W
N
R
dc 
 
Guía de Diseño 
8 Gerencia de Ingeniería 
Donde R esta en m/h, N en RPM, W en 
toneladas y db en pulgadas. 
 
Para corregir el exponente dc por cambios 
de densidad de lodo, Rehm y McClendon11 
propusieron la siguiente ecuación: 
 
( )11 mod
lodo
FFdcdc
ρρρρ
ρρρρ= 
 
Donde lodoρ es la densidad equivalente de 
circulación durante la perforación y FFρ es 
la densidad del fluido de formación. 
 
Basado en el principio que establece que la 
tendencia normal de compactación es 
alterada en la zona de presión anormal, el 
método del exponente dc consiste en lo 
siguiente: 
 
4.3.4.1. Calcular el exponente dc y el 
exponente modificado dcmod durante la 
perforación de lutitas. Los datos de 
perforación obtenidos en formaciones que 
no sean lutitas deben eliminarse. 
 
4.3.4.2. Graficar profundidad vs. exponente 
dcmod (Figura 13). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 13. Profundidad vs exponente dcmod. 
 
4.3.4.3. Trazar la línea de tendencia normal 
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 la 
tendencia normal dcmodn. Además, para el 
valor de dcmod, leer la profundidad 
equivalente, en la zona de presión normal 
Dn. 
 
4.3.4.5. Finalmente, calcular la presión de 
poro a la profundidad de interés D, usando 
la fórmula de Eaton3,6. 
( ) ( ) ( ) ( )( ) ( )12 *
2.1
mod
mod






−−=
n
DnpDDDp dc
dc
pSSp
 
 
4.4. Determinar la presión de fractura 3,6 
 
La presión necesaria para vencer la presión 
de formación y la resistencia de la roca se 
denomina presión de fractura. Para 
determinar esta presión se propone emplear 
el método de Eaton, tal y como se plantea a 
continuación. 
 
4.4.1. Método de Eaton 
La ecuación de Eaton para el cálculo de la 
presión de fractura (pFR) está en función de 
la presión de poro (pp) y de la sobrecarga 
(S), previamente calculadas, así como de la 
relación de Poisson (ν ). 
 
( ) ( ) ( ) ( )[ ] ( )13 1 DpDDpDFR pSpp −




−
+=
νννν
νννν 
 
4.4.1.1. Calcular la relación de Poisson. La 
relación de Poisson es un propiedad 
mecánica de la formación que relaciona la 
deformación lateral de la roca con respecto 
a su deformación axial, cuando está 
sometida a un esfuerzo. Para calcularla, 
tenemos dos opciones: 
 
a) A partir del registro sónico dipolar de 
pozos de correlación. 
( )14 
1
5.0
2
2
−











=
tc
ts
tc
ts
νννν 
0
20 00
40 00
60 00
80 00
100 00
120 00
140 00
160 00
180 00
0 0 .5 1 1.5 2
Expo ne nte dc mo d
dcmodndcmod
D
Dn
0
20 00
40 00
60 00
80 00
100 00
120 00
140 00
160 00
180 00
0 0 .5 1 1.5 2
Expo ne nte dc mo d
dcmodndcmod
D
Dn
 Predicción de Geopresiones 
Gerencia de Ingeniería 9
 
donde : 
ts , tiempo de tránsito de corte 
(microseg/pie) 
tc , tiempo de tránsito compresional 
(microseg/pie) 
 
b) A partir del nomograma de Eaton, el cual 
se expresa en la siguiente ecuación para 
cada profundidad de interés. 
 
( ) ( )15 0673.0ln*0645.0 −= Dνννν 
 
Finalmente, se sustituye en la ecuación (13) 
y se obtiene la presión de fractura. 
 
Otra opción es obtener la relación de 
Poisson a partir de ensayos mecánicos de 
laboratorio a muestras de núcleos, con la 
consideración de que esta medición es 
puntual y referida a la profundidad a la cual 
se obtuvo la muestra. 
 
4.5. Calibrar las predicciones de las 
presiones de poro y fractura 
 
Para completar el proceso de evaluación de 
geopresiones, es necesario calibrar la 
predicción de los perfiles de poro y de 
fractura con datos reales, obtenidos durante 
la perforación y terminación del pozo que se 
está analizando; de tal manera que se 
pueda realizar un análisis comparativo con 
los datos programados y así obtener las 
geopresiones definitivas para el pozo. 
 
4.5.1. Calibración de la presión de poro 
Para la calibración de la presión de poro, se 
pueden utilizar los siguientes parámetros: 
4.5.1.1. Calibración con datos de pruebas 
de formación. comparar los valores, en 
gradiente, de pruebas de formación, como 
RFT (repeat formation test), MDT (modular 
formation dynamics test) o DST (drill stem 
test), con el gradiente de presión de 
formación, a las respectivas profundidades 
y, en caso de que exista una desviación, se 
ajusta la tendencia normal de 
compactación, de tal manera que el perfil de 
la presión de poro se ajuste a estos valores 
(Figura 14). Es necesario tomar en cuenta 
otros parámetros de calibración, como 
gasificaciones, densidad del lodo, flujos o 
brotes. 
 
4.5.1.2. Calibración con la densidad del 
lodo. Comparar la densidad del lodo 
utilizada durante la perforación, con el 
gradiente de presión de formación y, en 
caso de que estos perfiles se intercepten, 
se ajusta la tendencia normalde 
compactación, como se muestra en la 
Figura 14. De igual manera, será necesario 
tomar en cuenta otros parámetros, como 
gasificaciones, pruebas de formación, flujos 
o brotes. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 14. Calibración de la presión de poro 
 
4.5.1.3. Calibración con evidencias durante 
la perforación. Comparar el valor en 
gradiente de presión de las evidencias, 
como gasificaciones, flujos o brotes, con el 
gradiente de presión de formación a las 
respectivas profundidades y, en caso de 
que exista una desviación, se ajusta la 
tendencia normal de compactación, de tal 
manera que el perfil de la presión de poro 
se ajuste a estos valores (Figura 14). 
También en este caso es necesario tomar 
en cuenta otros parámetros, como 
gasificaciones, densidad del lodo, flujos o 
brotes. 
 
4.5.2. Calibración de la presión de 
fractura 
En este caso deberá obtenerse la 
información de los siguientes parámetros: 
4.5.2.1. Calibración con datos de pruebas 
de goteo (leak off test) o minifracs. Esta es 
una práctica de campo empleada para 
GR
Ajuste de Ajuste de 
TendenciaTendencia
NormalNormal
Líneas base
de lutitas
Calibración de Presión de PoroCalibración de Presión de Poro
CalibraciónCalibración
en Presiónen Presión
de Porode Poro
Presión de 
Fractura
Pruebas
de
Formación
TR’sDensidad
de Lodo
Real
GR
Ajuste de Ajuste de 
TendenciaTendencia
NormalNormal
Líneas base
de lutitas
Calibración de Presión de PoroCalibración de Presión de Poro
CalibraciónCalibración
en Presiónen Presión
de Porode Poro
Presión de 
Fractura
Pruebas
de
Formación
TR’sDensidad
de Lodo
Real
Guía de Diseño 
10 Gerencia de Ingeniería 
evaluar la cementación primaria de una 
tubería de revestimiento y para estimar el 
gradiente de la presión de fractura. En una 
prueba de goteo se considera que la 
presión, donde las fracturas comienzan a 
abrirse e inician a tomar fluidos, es una 
aproximación del gradiente de fractura, a la 
respectiva profundidad (Figura 15). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 15. Prueba de goteo (LOT) 
 
Para la calibración se comparan los valores 
en gradiente de pruebas de goteo (LOT) o 
minifracs, con el gradiente de presión de 
fractura, a las respectivas profundidades y, 
en caso de que exista una desviación, se 
ajusta la tendencia normal de 
compactación, de tal manera que el perfil de 
la presión de fractura se ajuste a estos 
valores (Figura 16). Es necesario tomar en 
cuenta los otros parámetros, como las 
pérdidas de circulación, en caso de 
presentarse. 
 
4.5.2.2. Calibración con evidencias durante 
la perforación. Cuando se ubica la 
profundidad de una perdida de circulación y 
se establece la densidad del fluido con la 
cual se presentó ésta, es posible asumir 
que esta densidad representa un valor 
cercano al gradiente de fractura para esa 
profundidad. En caso de que la perdida de 
circulación sea inducida, no deberá 
considerarse como evidencia para 
calibración del gradiente. 
 
En este caso, se compara el valor en 
gradiente de presión de la(s) pérdida(s) de 
circulación, con el gradiente de presión de 
fractura a las respectivas profundidades y, 
en caso de que exista una desviación, se 
ajusta la tendencia normal de 
compactación, de tal manera que el perfil de 
la presión de fractura se ajuste a estos 
valores. Es necesario tomar en cuenta los 
parámetros anteriores, como pruebas de 
LOT o minifracs. 
 
5. RECOMENDACIONES 
 
A continuación se enuncian algunas 
recomendaciones sobre el empleo de esta 
guía: 
o Los métodos descritos en esta guía no 
son aplicables a formaciones densas y 
compactas, tales como formaciones 
calcáreas constituidas por calizas, 
anhidritas y/o dolomitas, ya que la 
presión de poro está influenciada por 
las propiedades que dependen de la 
compactación de las lutitas. 
 
o Esta guía se puede aplicar para la 
predicción de geopresiones, tanto para 
pozos de desarrollo como para pozos 
exploratorios. 
 
o Sí se aplica el método de Eaton, para el 
cálculo de la presión de poro, se 
recomienda caracterizar el exponente 
de la ecuación de Eaton para cada 
campo, una vez que se cuente con 
suficiente información. 
 
Presión de
Goteo (LOT)
Fin del bombeo
Presión inicial de cierre
Esfuerzo Mínimo
Presión de
Goteo (LOT)
Fin del bombeo
Presión inicial de cierre
Esfuerzo Mínimo
GR
Ajuste de Ajuste de 
TendenciaTendencia
NormalNormal
Líneas base
de lutitas
Calibración de Presión de FracturaCalibración de Presión de Fractura
PresiónPresión
de Porode Poro
Calibración
Presión de 
Fractura
Pruebas
LOT,
MiniFracs
TR’s
Pérdida de circulación
GR
Ajuste de Ajuste de 
TendenciaTendencia
NormalNormal
Líneas base
de lutitas
Calibración de Presión de FracturaCalibración de Presión de Fractura
PresiónPresión
de Porode Poro
Calibración
Presión de 
Fractura
Pruebas
LOT,
MiniFracs
TR’s
Pérdida de circulación
Figura 16. Calibración de 
la presión de fractura. 
 Predicción de Geopresiones 
Gerencia de Ingeniería 11
 
o Se recomienda emplear 
preferentemente datos de tiempo de 
tránsito, ya que se eliminan los 
problemas originados por los cambios 
de salinidad del agua de formación 
empleando la información de 
resistividad y/o conductividad de las 
formaciones. 
 
o La evaluación de geopresiones debe 
realizarse antes, durante y después de 
la perforación de un pozo. 
 
 
6. NOMENCLATURA 
 
oC = Conductividad medida en 
lutitas limpias (1/Ohms-m) 
onC = Conductividad en lutitas 
limpias (tendencia normal) 
(1/Ohms-m) 
bd = Diámetro de la barrena (in) 
D = Profundidad (m) 
nD = Profundidad leída sobre la 
tendencia normal (m) 
N = Velocidad de la rotaria (RPM) 
FRp = Presión de fractura (kg/cm
2) 
pp = Presión de poro (kg/cm
2) 
S = Presión de sobrecarga 
(kg/cm2) 
R = Ritmo de penetración (m/hora)
oR = Resistividad medido en lutitas 
limpias (Ohms-m) 
onR = Resistividad en lutitas limpias 
(tendencia normal) (Ohms-m) 
lut = Tiempo de tránsito medida en 
lutitas limpias ( piesµ ) 
lunt = Tiempo de tránsito en lutitas 
limpias (tendencia normal) 
( piesµ ) 
Ct = Tiempo de tránsito 
compresional ( piesµ ) 
St = Tiempo de tránsito de corte 
( piesµ ) 
V = Velocidad (m/seg) 
W = Peso sobre barrena 
(toneladas) 
 
Letras griegas 
ν = Relación de Poisson 
(adimensional) 
ρ = Densidad (gr/cm3) 
σ = Esfuerzo principal (kg/cm2) 
 
 
7. REFERENCIAS 
 
1. Terzaghi, K., Theoretical Soil 
Mechanics, John Wiley & Sons, Inc., New 
York (1943). 
2. Knowledge Systems, INC. Best 
Practice Procedures for Predicting Pre-Drill 
Geopressures in Deep Water Gulf of 
Mexico. DEA Project 119-June 2001. 
3. Yoshida, C., Ikeda, S., and Eaton, B. 
A.: An Investigative Study of Recent 
Technologies Used for Prediction, 
Detection, and Evaluation of Abnormal 
Formation Pressure and Fracture Pressure 
in North and South America, IADC/SPE 
36381, 1996. 
4. Hottman, C.E., and Johnson, R.K.: 
Estimation of Formation Pressure from Log-
Derived Shale Properties, Journal of 
Petroleum Technology, August, 1965. 
5. Foster, J.B. and H.E. Whalen.: 
Estimation of Formation Pressures from 
Electric Surveys-Offshore Louisiana” 
Journal of Petroleum Technology, (2/66), 
165-171. 
6. Eaton, Ben A. Graphical Method 
Predicts Geopressures Worwide. World Oil 
(7/76), pp 100-104. 
7. Jorden, J. R. and O. J. Shirley.: 
Application of Drilling Performance Data to 
Overpressure Detection. SPE 1407 (11/66), 
pp. 1387-1394. 
8. Matthews, W. R., and Kelly, J.: How 
to Predict Formation Pressure and Fracture 
Gradient, The Oil and Gas Journal, Feb., 
1967. 
9. Fertl, W. H., Abnormal Formation 
Pressure, Elsevier Scientific Publishing Co., 
New York, 1976, pp. 210. 
10. Borel, W. J. and Lewis, R. L.: Ways 
to Detect Abnormal Formation Pressure, 
Guía de Diseño 
12 Gerencia de Ingeniería 
Pet. Eng. (July-Nov. 1969); “Part 3 Surface 
Shale Resistivity” (Oct. 1969) 82. 
11. Rehm, W. A. and McClendon, M. T.: 
Measurements of Formation Pressure From 
Drilling Data, paper SPE 3601 presented at 
the SPE annual Fall Meeting. New Orleans,Oct. 3-6, 1971.