Predicción de la presión

Vista previa del material en texto

Predicción de la Presión 
Predicción de la Presión 17.1 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
17
Las formaciones muy presurizadas han
causado problemas graves de
perforación y completación en
prácticamente cada región del mundo.
El hecho de que no se controlen estas
presiones altas puede causar un flujo
incontrolado de los fluidos de la
formación (reventón), que podría
resultar en pérdidas financieras
enormes para el operador, la posible
contaminación del medio ambiente, la
pérdida de reservas petroleras y
condiciones potencialmente peligrosas
para los trabajadores.
Por lo tanto, es importante predecir
estas presiones altas de la formación
antes de perforar, de manera que se
pueda diseñar una tubería de
revestimiento y un programa de
cementación sin peligros. Durante la
perforación, es imprescindible detectar
y controlar las presiones de manera
segura, tal como se describe en el
capítulo sobre Control de Presión.
Introducción
Las presiones subsuperficiales resultan
de las fuerzas gravitatorias que actúan
sobre las formaciones y los fluidos
suprayacentes. Esto es similar a lo que
ocurre en la atmósfera, donde el peso
acumulado de la atmósfera hace que
la presión de aire al nivel del mar sea
de aproximadamente 14,7 psi.
Lógicamente, las masas de agua y las
formaciones subsuperficiales tienen
un gradiente de presión más alto,
debido a la mayor densidad del
material que las compone.
PRESIÓN DE SOBRECARGA
La sobrecarga es el volumen y el peso de
todas las formaciones y todos los fluidos
ubicados encima de una formación
determinada. El esfuerzo total impuesto
por la sobrecarga sobre una formación
subsuperficial se llama presión geostática,
presión litostática o presión total de
sobrecarga (PO). Esta presión puede ser
calculada de la siguiente manera:
PO = ρB x TVD 
Donde:
ρB = Densidad aparente combinada
de los sedimentos y los
fluidos
TVD = Profundidad Vertical Total
La presión de sobrecarga (PO) es igual
a la presión total del peso de los
sedimentos (PS), más la presión del
peso de los fluidos (PF) que existen
encima de una formación determinada
y que deben ser soportados
mecánicamente por la formación, o sea
PO = PS + PF. Para las unidades inglesas,
la presión de sobrecarga (PO) puede ser
calculada con la siguiente ecuación:
PO (psi) = 0,052 x ρB (lb/gal) x TVD (pies) 
Donde el factor de conversión de las
unidades 0,052 es 12 pulg./pie ÷ 231
pulg.3/gal.
La relación entre la presión y la
profundidad es comúnmente
considerada en términos de
“gradiente”, el cual representa la
presión dividida por la profundidad.
El gradiente de presión de sobrecarga
(POG) puede ser calculado de la
siguiente manera:
POG (psi/pie) = 0,052 x ρB (lb/gal)
Como las densidades aparentes de los
sedimentos varían según la ubicación
y la profundidad debido a la
compactación, se usa generalmente
una densidad aparente de 144 lb/pie3
(19,25 lb/gal o Gravedad Específica
(SG) de 2,3); por lo tanto, el gradiente
geostático o de sobrecarga es de 1
psi/pie (0,23 kg/cm2/m). Por ejemplo,
los depósitos normales del Terciario en
el Golfo de México ejercen un
gradiente de presión de sobrecarga de
aproximadamente 1,0 psi/pie. Esto se
basa aproximadamente en una
sobrecarga que es 20% espacio poral
Presiones Subsuperficiales
El hecho de
que no se
controlen
estas
presiones
altas puede
causar un
flujo
incontrolado
de los fluidos
de la
formación...
La
sobrecarga es
el volumen y
el peso de
todas las
formaciones
y todos los
fluidos
ubicados
encima de
una
formación
determinada.
Predicción de la Presión 
CAPÍTULO
17
Predicción de la Presión 17.2 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
lleno de agua con una SG de 1,07 y
80% formación (arena y lutita) con
una densidad media de 2,6 SG.
El gradiente de sobrecarga varía
según la densidad de la formación, el
porcentaje de espacio poral y la
densidad del fluido poral. Estas
variables dependen de las condiciones
geológicas históricas, tal como la
composición química y la distancia de
transporte de los sedimentos.
La roca soporta la presión de
sobrecarga total de dos maneras. La
primera es mediante la presión
intergranular (PI), un esfuerzo matricial
debido a la fuerza transmitida
mediante el contacto mecánico de
grano a grano. Cuando las formaciones
son compactadas por la sobrecarga a
medida que la profundidad de entierro
aumenta, el agua poral se escapa,
haciendo que la presión poral sea igual
a la presión hidrostática de la densidad
del agua poral. La presión poral (PP) es
la presión de los fluidos de la
formación (agua, petróleo y gas) que
debe ser balanceada con el peso del
lodo. Por lo tanto, la presión de
sobrecarga total es igual a la suma de la
presión intergranular y la presión poral
(ver la Figura 1):
PO = PI + PP
PRESIÓN PORAL
La presión hidrostática (PHID) es la
presión causada por la altura vertical de
una columna de fluido. La presión
hidrostática es independiente del
tamaño superficial y de la forma de la
masa de fluido; la presión a cualquier
profundidad es igual en todas las
direcciones. PHID puede ser calculada
matemáticamente con la siguiente
ecuación:
PHID (psi) =
0,052 x ρ (lb/gal) x TVD (pies)
Donde:
ρ = densidad del fluido poral
El gradiente de presión hidrostática
(PHYDG) puede ser calculado de la
siguiente manera: 
PHYDG (psi/pie) = 0,052 x ρ (lb/gal)
El gradiente de presión poral es
afectado por la concentración de sal
en la densidad de fluido de la
columna. Los gradientes típicos son
los siguientes:
Por lo tanto, según la salinidad del
agua en el ambiente deposicional de la
región geológica en particular, la
presión poral normal tendrá diferentes
valores.
Gradiente
Densidad de Presión 
Fluido (lb/gal) (psi/pie)
Agua dulce 8,335 0,433
Agua de mar 8,55 0,444
Agua salada (100.000 ppm) 8,95 0,465
Agua salada saturada 
(10 lb/gal) 10,0 0,520
Lodo de 16 lb/gal 16,0 0,832
La presión
poral es la
presión de los
fluidos de la
formación...
que debe ser
balanceada
con el peso
del lodo.
Predicción de la Presión 
Predicción de la Presión 17.3 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
17
Una formación presurizada
“normalmente” tiene una presión
poral igual a la presión hidrostática del
agua poral. Como se perforan muchos
más pozos en sedimentos
caracterizados por agua salada de 8,95
lb/gal, a los efectos de esta discusión,
se considera que un gradiente de
presión “normal” es de 0,465 psi/pie.
Cualquier desviación del ambiente
de presión hidrostática normal será
considerada anormal. Las presiones
altas se llaman geopresiones,
sobrepresiones o surpresiones. Las
presiones bajas se llaman
subpresiones.
Presión Normal
Figura 1: Perfil de presión normal.
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
0 5 10 15 20
Presión (psi x 1.000)
Pr
of
u
n
di
da
d 
(p
ie
 x
 1
.0
00
P
P
– Presión
 poral n
orm
al (0,465 psi/pie)
P
O – Presión de sobrecarga (1 psi/pie)
PI – 
Presión
intergranular
Subpresiones
(bajas)
Surpresiones
(altas)
La presión anormal es causada por los
procesos geológicos que ocurrieron en
una región geológica determinada e
involucra acciones tanto físicas como
químicas dentro de la tierra. Las
presiones que son más bajas de lo que
se considera normal pueden ser
perjudiciales y problemáticas para el
proceso de perforación. En cambio,
las presiones anormalmente altas son
comunes y pueden causar problemas
graves en la perforación. Las
sobrepresiones anormales siempre son
causadas por una zona en particular
que se “sella” o aísla.
Los sellos son capas impermeables y
zonas limítrofes que no permiten la
liberación de la presión generada por
la filtración de fluidos y gases hacia
zonas más altas, y posteriormente
hacia la superficie. Estos sellos pueden
constar de muchos tipos de rocas:
lutitas densas, lutitas calcáreas, caliza
cementada, arenisca cementada
calcáreamente, ceniza volcánica (toba)
solidificada, anhidrita y/o otras.
Es importante lograr un
entendimiento básico de los procesos
sedimentarios que resultan en la
formación de yacimientos de petróleo
y sellos. El transportede escombros
(cantos rodados, gravas, arenas y
limos) desde las masas terrestres
elevadas hacia los océanos ha
formado las cuencas sedimentarias del
mundo. Los vientos y el agua son los
agentes en este proceso de transporte.
Un proceso llamado “transferencia”
llena las cuencas sedimentarias
mediante: (1) la erosión de los
materiales rocosos en una zona
productiva, (2) el transporte hacia una
cuenca, principalmente por el agua, y
(3) la sedimentación en la cuenca
sedimentaria.
La velocidad de la corriente de agua
en el sitio de sedimentación es el
principal factor determinante de la
Presión Anormal
Una formación
presurizada
“normalmente”
tiene una
presión poral
igual a la
presión
hidrostática del
agua poral.
Las
sobrepresiones
anormales
siempre son
causadas por
una zona en
particular que
se “sella” o
aísla.
Predicción de la Presión 
CAPÍTULO
17
Predicción de la Presión 17.4 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
granulometría dentro de los
sedimentos depositados. La arena se
acumula en los cauces de las
corrientes y a lo largo de las playas,
donde la velocidad de la corriente de
agua es suficiente para separar la
arcilla y el limo de la arena. Los limos
y las arcillas se acumulan en sitios
donde el agua es más estática, como
puede ocurrir en las bahías o
costafuera. La mayoría de los
sedimentos que se acumulan en
cuencas sedimentarias se componen
de limo y arcillas. Durante largos
periodos, las playas y los cauces de las
corrientes migran y suelen formar
capas de arena que cubren zonas muy
extendidas. La cuenca sedimentaria se
llena de arena, la cual es típicamente
permeable, y de lutita, la cual es
relativamente impermeable. Muchas
cuencas están llenas de capas
intercaladas de arena y lutita (ver la
Figura 2).
Figura 2: Proceso de transferencia y capas intercaladas de arena y lutita.
Lluvia
Viento
Río
(Sedimentación)
Nivel del mar
Lutita (sello)
Arena (permeable)
Capas intercaladas
Proceso de transferencia
(Erosión)
(Transferencia)
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
Predicción de la Presión 
Predicción de la Presión 17.5 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
17
PRESIONES SUBNORMALES
Las presiones subnormales (bajas) son
encontradas en zonas donde las
presiones porales son más bajas que la
presión hidrostática normal. Problemas
graves de pérdida de circulación pueden
ocurrir en estas zonas cuando se usan
lodos en la perforación. Las condiciones
de presión subnormal suelen ocurrir
cuando la elevación de la superficie de
un pozo es mucho más alta que la napa
freática subsuperficial o el nivel del mar.
El ejemplo más común ocurre cuando
se perfora en zonas accidentadas o
montañosas. Otro ejemplo incluye las
regiones áridas, como el Oeste de Texas,
donde la napa freática puede estar
ubicada a más de 1.000 pies de
profundidad. En este caso, la presión
hidrostática del fluido de perforación
excede la presión poral de las
formaciones menos profundas,
permitiendo que el fluido de
perforación invada las formaciones
permeables. Esto resulta en la pérdida
de circulación (ver la Figura 3).
Otra causa común de las presiones
anormalmente bajas es la presencia de
arenas agotadas. Éstas son arenas cuya
presión original ha sido agotada o
purgada. Las arenas agotadas suelen ser
encontradas con mayor frecuencia en
los yacimientos a partir de los cuales se
ha producido petróleo y gas, un
fenómeno común un muchas áreas de
petróleo y gas llamadas “maduras”.
Figura 3: Ilustración de la presión subnormal.
Elevación del pozo encima de la napa freática
Arena permeable
Lutita
Pr
es
ió
n 
no
rm
al
Pr
es
ió
n
su
bn
or
m
al
Pozo
Napa
freática Lago
PRESIONES ANORMALES
Las presiones anormales (altas)
caracterizan las zonas que tienen
presiones porales mayores que la
presión hidrostática normal de los
fluidos porales. La cantidad de
sobrepresión anormal que se desarrolla
depende de la estructura y del ambiente
deposicional geológico. En general, se
considera que el límite máximo de las
geopresiones es el gradiente de fractura
o el esfuerzo horizontal mínimo que
puede acercarse a la sobrecarga.
Los procesos estructurales, físicos y/o
químicos pueden causar la sobrepresión
anormal. Las reacciones químicas
complejas que suelen producirse a las
temperaturas y presiones elevadas que
son encontradas a grandes
profundidades pueden causar la
surpresión anormal. Los principales
factores que afectan la magnitud de la
surpresión son el espesor relativo y la
calidad del sello. Las formaciones
masivas con sellos fuertes y
continuamente impermeables
desarrollan las presiones más altas. Sin
embargo, ningún sello es totalmente
impermeable. Se puede anticipar que
durante un largo periodo de tiempo
geológico, la zona anormal original será
normalizada por la fracturación, el
fallamiento y la migración de los
fluidos.
Las presiones
subnormales
son
encontradas
en zonas
donde las
presiones
porales son
más bajas
que
la...normal.
Las presiones
anormales
caracterizan
las zonas que
tienen
presiones
porales
mayores que
la...normal...
Predicción de la Presión 
CAPÍTULO
17
Predicción de la Presión 17.6 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
Las geopresiones son causadas por
numerosas condiciones
Subcompactación. En la situación
más común, se forma un sello que
retiene el agua poral, de manera que
la compactación (causada por el
aumento de la sobrecarga con la
profundidad) no ocurre como en un
ambiente presurizado normalmente.
Cuando los sedimentos no están lo
suficientemente compactados para
formar el contacto de grano a grano,
la sobrecarga es soportada
parcialmente por la presión poral,
causando una presión poral
anormalmente alta (ver la Figura 4).
Levantamiento. Una de las causas
de la geopresión es el desplazamiento
de la formación mediante un
levantamiento geológico, el cual
desplaza una formación más
presurizada desde una gran
profundidad hasta un nivel menos
profundo. Cuando las acciones
tectónicas desplazan una zona de
presión previamente normal desde
una gran profundidad hasta un nivel
menos profundo y los sellos
permanecen intactos, el gradiente de
presión resultante será anormalmente
alto.
Consideremos una arena porosa llena
de agua a una profundidad original de
10.000 pies, con una capa suprayacente
de lutita impermeable que puede
formar un sello. La presión normal para
esta zona sería de aproximadamente
4.650 psi (0,465 psi/pie). Si un
levantamiento rápido – tal como la
intrusión de sal masiva (o fallamiento),
Figura 4: Perfil típico de geopresión.
Figura 5: Ilustración del desplazamiento vertical resultando en una surpresión (según Treckman).
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
0 5 10 15 20
Presión (psi x 1.000)
Pr
of
u
n
di
da
d 
(p
ie
 x
 1
.0
00
P
P
– Presión
 poral n
orm
al (0,465 psi/pie)
P
O – Presión de sobrecarga (1 psi/pie)
PI – 
Presión
intergranular
G
eopresión anorm
al
Zona de
transición
Profundidad original
10.000 pies Gradiente de
presión original
0,465 psi/pie
Gradiente de
presión
anormal 0,93
psi/pie
4.650 psi
4.650 psi
Arena saturada de agua
Nivel original del suelo
Nivel del suelo
Deposición original
Levantamiento y
erosión
subsiguientes
Sello
Sello
Nueva profundidad
5.000 pies
Arena saturada de agua
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ __ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
Predicción de la Presión 
Predicción de la Presión 17.7 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
17
seguida por la erosión – causa el
desplazamiento de esta arena y del sello
suprayacente a una profundidad de
solamente 5.000 pies, el gradiente de
presión hidrostática a 5.000 pies sería
anormalmente alto (4.650 psi ÷ 5.000
pies = 0,93 psi/pie), como lo demuestra
la Figura 5.
Cuando se perfora en esta zona, es
obvio que la densidad del lodo de
perforación debe ser aumentada a 17,9
lb/gal (0.93 psi/ft ÷ 0,052) para
impedir im reventón.
Acuífero. Los sistemas artesianos son
ejemplos clásicos y únicos de la
supresión producida físicamente. En esta
situación, la elevación de la superficie
del pozo está ubicada por debajo del
nivel del mar o de la napa freática (ver la
Figura 6). El ejemplo más común puede
ser observado cuando se perfora en un
valle o una cuenca rodeada de colinas o
montañas – ubicaciones donde una
napa freática conectada es cargada por
agua de la ubicación más alta. Aunque
sean problemáticos, en general estos
flujos de agua son fáciles de balancear
con un mayor peso de lodo y pueden
ser entubados fácilmente.
El mismo principio también aplica
en situaciones estructurales donde las
formaciones permeables (o planos de
falla) – las cuales tienen un fuerte
buzamiento – permiten la transmisión
de la presión de una zona profunda
más presurizada hacia un nivel menos
Figura 6: Sistema artesiano resultando en presiones elevadas.
Figura 7: Surpresiones anormales causadas por el
efecto de la estructura sobre los gradientes de presión
(según Dickinson).
Lluvia
Napa freática
Nivel del suelo
Pozo artesiano
Elevación del pozo por debajo de la napa freática
Sello
Arena permeable
Presión 8.175 psi a 10.000 pies
Gradiente de presión 0,818 psi/pie
Presión 10.500 psi a 15.000 pies
Gradiente de presión 0,700 psi/pie
Presión 10.500 psi a 15.000 pies
Gradiente de presión 0,700 psi/pie
Arena de
agua salada
Presión 9.050 psi a 10.000 pies
Gradiente de presión 0,905 psi/pie
Presión 9.340 psi a 12.500 pies
Gradiente de presión 0,757 psi/pie
Arena de
agua salada
Arena
gasífera
Los sistemas
artesianos son
ejemplos...de
la supresión
producida
físicamente.
Las presiones
anormales
causadas por
efectos
estructurales
son comunes
en ubicaciones
adyacentes a
domos
salinos...
Predicción de la Presión 
CAPÍTULO
17
Predicción de la Presión 17.8 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
profundo. Esto está ilustrado en la
Figura 7 para las arenas aisladas. Las
presiones anormales causadas por
efectos estructurales son comunes en
ubicaciones adyacentes a domos
salinos, donde la sal que está
migrando hacia arriba ha levantado
las formaciones circundantes,
haciendo que éstas tengan un fuerte
buzamiento y sellando las
formaciones permeables.
Arenas cargadas. Las sobrepresiones
pueden ocurrir en arenas poco
profundas si están siendo cargadas
por fluidos más presurizados de las
formaciones más profundas. Esta
migración de los fluidos presurizados
puede ocurrir a lo largo de una falla o
a través de un sello en una red de
microfracturas. Además, las acciones
artificiales (causadas por el hombre)
pueden cargar las arenas superiores.
Las tuberías de revestimiento mal
cementadas, la pérdida de circulación
o la fracturación hidráulica, y los
reventones subterráneos pueden
causar sobrepresiones en las arenas
poco profundas cargadas.
Bioquímica. Las zonas
sobrepresurizadas pueden ser causadas
químicamente por diferentes factores.
El más simple es la formación de gas
de pantano. Este fenómeno se observa
con frecuencia alrededor del mundo
en los sedimentos del Terciario
reciente. Es causado por una
deposición masiva de materia
orgánica (como plantas de capas de
bosques y materia animal) sellada o
entrampada por una zona
impermeable subsiguiente
(generalmente lutitas). Con el tiempo
y la exposición a temperaturas
elevadas, la materia orgánica sufre
una reacción química, produciendo
metano y otros hidrocarburos que
tienen una presión elevada (ver la
Figura 8). 
Agua sulfatada. La conversión del
yeso (CaSO4•2H2O) en anhidrita
(CaSO4) a medida que la profundidad
aumenta (presión y temperatura)
expulsa el agua y puede permitir la
presencia de sobrepresiones. En
cambio, la anhidrita expuesta al agua
puede formar yeso mediante un
enlace químico-físico, lo cual puede
resultar en un aumento de 40% del
volumen. Cuando la anhidrita está
sellada y entra en contacto con una
zona permeable llena de agua, puede
quedar muy presurizada al absorber el
agua y tratar de expandirse para
formar yeso.
Lutitas masivas. Las secciones de
lutita masiva (varios miles de pies de
espesor) tienden a desarrollar sus
propios sellos y zonas de presión
causadas químicamente. El gran
número de sellos relativamente
pequeños y reacciones químicas a
través de toda la sección no permiten
lograr una delineación precisa de las
zonas individuales. La baja
permeabilidad impide la medición
exacta de la presión poral. Esto no
resultará en un reventón, pero puede
causar graves problemas de perforación
en forma de lutitas derrumbables y
tubería de perforación pegada. Este
ambiente de lutita masiva sometida a
esfuerzos sólo puede ser estabilizado
aumentando el peso del lodo. Además,
los lentes de sal en la sección rica en
lutita pueden presurizarse, de la
manera descrita en el capítulo sobre
Estabilidad de la Lutita y del Pozo. 
Aunque se supone generalmente que
el límite máximo de alta presión es
más o menos igual a la presión de la
sobrecarga, o aproximadamente 1,0
psi/pie, en algunos casos, la
sobrepresión puede ser más alta que
1,0 psi/pie y sólo está limitada por la
calidad (permeabilidad y resistencia)
del sello de presión.
1.000 pies
Nivel del suelo
Sello de lutita
Gas poco profundo
Materia orgánica en descomposición
Figura 8: La materia orgánica entrampada forma “gas
de pantano” poco profundo de alta presión
Las
sobrepresiones
pueden
ocurrir en
arenas poco
profundas si
están siendo
cargadas por
fluidos más
presurizados...
Las secciones
de lutita
masiva...
tienden a
desarrollar sus
propios sellos y
zonas de
presión
causadas
químicamente.
Predicción de la Presión 
Predicción de la Presión 17.9 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
17
Varios métodos están disponibles para
predecir y detectar la presencia y
magnitud de las presiones de la
formación. Para los pozos planeados,
algunos métodos usan registros de
perforación y de lodo, registros
eléctricos y datos de prueba de
productividad potencial de la
formación de pozos vecinos
perforados anteriormente para
predecir las presiones de la formación.
Durante la perforación, se usan otros
métodos para detectar la presencia y
magnitud de las presiones de la
formación (ver la Tabla 1).
ANTES DE PERFORAR
Historias de lodo y reportes de
perforación. El método tradicional
usado para reconocer la presencia de
las geopresiones consiste en revisar y
comparar los resúmenes de lodo y los
reportes de perforación de pozos
vecinos en el área. Los pesos de lodo
dan una buena indicación de la
ubicación y magnitud de las presiones.
Cualesquier problemas, tales como los
amagos, la pérdida de circulación, la
pegadura por presión diferencial, etc.,
estarán indicados en el resumen de
lodo. Los reportes de perforación
proporcionarán información más
detallada sobre los problemas
encontrados durante la perforación.
También enumeran las profundidades
de la zapata dela tubería de
revestimiento, los registros de barrena
y los resultados de las pruebas de
presión.
A veces, el uso de los pesos de lodo
para realizar un cálculo aproximado de
la presión de la formación puede
inducir a error. Por ejemplo, muchos
pozos son perforados en una
condición sobrebalanceada, con pesos
de lodo que exceden la presión de la
formación en 1 lb/gal o más. Además,
en áreas que contienen lutitas
problemáticas (fracturadas, frágiles o
bentoníticas), los pesos de lodo
excesivos suelen ser usados para
minimizar los problemas. Sin embargo,
los amagos y los pesos de lodo para
matar son considerados como buenas
medidas y registros de la presión de la
formación.
Además, como este enfoque no
toma en cuenta la estratigrafía de la
zona, el conocimiento de la geología
resulta muy útil. La información
desarrollada a partir de las historias de
lodo y los reportes de perforación
debería ser ajustada para tomar en
cuenta las diferencias proyectadas
respecto a la elevación, fallas, domos
salinos, etc. 
Correlación geológica. En áreas
donde se conoce la geología pero la
Detección y Evaluación de las Presiones Anormales
I. Antes de perforar:
A. Resúmenes de lodo y reportes de perforación 
de los pozos vecinos.
B. Correlación geológica con áreas similares.
C. Evaluación de los registros eléctricos con 
cable de pozos vecinos.
1. Inducción (conductividad).
2. Eléctrico (resistividad).
3. Sónico (Tiempo de Tránsito en el 
Intervalo).
4. Gamma-gamma (densidad).
5. Neutrón-gamma (porosidad).
D. Aspectos geofísicos.
1. Datos sísmicos (ITT).
2. Datos de gravedad (densidad aparente).
II. Durante la perforación:
A. Amagos.
B. Presencia de fluidos de formación 
contaminantes.
C. Aumento de la cantidad de gas de fondo y 
conexión.
D. Aumento de la velocidad de penetración en 
la lutita.
E. Cambio del tamaño y de la forma de los 
recortes de lutita.
F. Comportamiento anormal de relleno durante
el viaje.
G. Aumento del relleno en el fondo.
H. Aumento de torque y arrastre.
I. Disminución de la tendencia del exponente 
d.
J. Disminución de la tendencia de densidad 
aparente de la lutita.
K. Aumento de la temperatura de la línea de 
flujo.
L. Correlación entre la velocidad de penetración
y el registro SP.
M. Evaluación de LWD o registros eléctricos 
realizados.
N. Paleontología.
III. Después de perforar:
A. Pruebas de la formación.
B. Pruebas de la presión estática del pozo 
cerrado.
C. Bombas de presión de fondo.
D. Evaluación de los registros con cable.
Tabla 1: Detección y evaluación de las presiones anormales.
...los amagos
y los pesos de
lodo para
matar son
considerados
como buenas
medidas y
registros de
la presión de
la formación.
Predicción de la Presión 
CAPÍTULO
17
Predicción de la Presión 17.10 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
cantidad de pozos perforados es baja o
nula, se puede anticipar la presencia de
zonas geopresurizadas cuando se sabe
que la perforación penetrará en una
formación presurizada. Por ejemplo,
las formaciones Frio, Vicksburg y
Wilcox inferior del Sur de Texas casi
siempre están altamente presurizadas.
Deben tomarse precauciones especiales
en cualquier pozo diseñado para
penetrar estas formaciones.
Registros con cable. Las técnicas
descritas anteriormente proporcionan
información de carácter general, pero la
necesidad de desarrollar métodos más
precisos para localizar estas zonas y
determinar sus presiones queda de
manifiesto. La evaluación de los
registros con cable de pozos vecinos es
uno de los métodos más confiables
usados antes de perforar el pozo.
Numerosos registros están disponibles
actualmente para lograr esto. Algunos
registros son más precisos que otros
porque son menos afectados por las
condiciones del pozo. Sin embargo, en
muchas regiones, los operadores confían
en los registros utilizados en el área en
particular para realizar la evaluación de
la presión. Por ejemplo, la mejor manera
de evaluar las secuencias de arena-lutita
a lo largo de la Costa del Golfo es
mediante Registros Eléctricos de
Inducción (IEL). Los registros sónicos se
usan mucho en los carbonatos del Oeste
y Este de Texas a los efectos de
determinación y correlación de la
porosidad (el IEL casi nunca se usa en el
Oeste de Texas debido a las
características singulares de la
formación).
En cualquier caso, la mayoría de las
interpretaciones de registros están
relacionadas con la porosidad, ya sea
directa o indirectamente. Las lutitas se
compactan cuando la profundidad
aumenta, de una manera muy uniforme
y homogénea. Cuando éstas se
compactan, la porosidad disminuye a
una velocidad uniforme a medida que la
profundidad y la presión de sobrecarga
aumentan. La presión de un yacimiento
poroso puede ser calculada a partir de
las presiones de las lutitas adyacentes. La
mejor manera de evaluar los intervalos o
las secuencias de lutitas “limpias” es
basándose en los cambios de porosidad.
Sin embargo, debido a su carácter
imprevisible, las porosidades de las
arenas no son apropiadas para este tipo
de evaluación. Las formaciones de
carbonatos también son difíciles de
interpretar en base a la porosidad.
En una ambiente presurizado
normalmente, los sedimentos se
compactan a medida que el peso
creciente de la sobrecarga exprime el
agua irreductible. Por lo tanto, la
porosidad (espacio vacío) disminuye con
la profundidad. Bajo condiciones
normales, el agua no puede escaparse y
el proceso de compactación es alterado.
La porosidad deja de disminuir, y en la
mayoría de los casos, aumentará debajo
del tope de la zona geopresurizada. Esto
suele ser llamado “tope de la
geopresión” o “zona de transición” (ver
la Figura 9). La experiencia ha
demostrado que la mejor manera de
ilustrar la tendencia de compactación
normal es mediante una función
Figura 9: Gráfico de porosidad de la lutita, indicando la
compactación “normal” y la inversión de la tendencia.
100 Porosidad logarítmica (%) 0
Pr
of
u
n
di
da
d 
Compactación
“normal”
Porosidad de
la lutita
Tope de las
geopresiones
...la mayoría de
las
interpretaciones
de registros
están
relacionadas
con la
porosidad, ya
sea directa o
indirectamente.
La
evaluación
de los
registros con
cable de
pozos vecinos
es uno de los
métodos más
confiables
usados antes
de perforar el
pozo.
Predicción de la Presión 
Predicción de la Presión 17.11 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
17
logarítmica, representándola por una
línea recta sobre papel semilogarítmico.
Hottman y Johnson fueron los
primeros en reconocer que el grado de
compactación podía ser calculado
aproximadamente a partir de las
resistividad de la lutita deducida de
registros. Las lutitas sobrepresurizadas
son más conductivas eléctricamente
(tienen una resistividad más baja)
porque contienen mayores volúmenes
de agua salada que una lutita
presurizada normalmente a la misma
profundidad. La resistividad es la
función inversa (1/1.000) de la
conductividad. Una disminución de la
resistividad puede ser identificada por la
respuesta del registro correspondiente en
el IEL (ver la Figura 10).
Los valores de resistividad o
conductividad de la lutita pueden ser
trazados en relación con la
profundidad sobre papel
semilogarítmico para determinar la
presencia de zonas presurizadas. Por
ejemplo, en la Figura 11, se ha trazado
un gráfico de conductividad con una
línea de tendencia de lutita para un
pozo del Sur de Texas. La presión poral
de la formación puede ser calculada a
partir de la desviación de los valores
medidos de la tendencia normal, como
se ilustra por debajo de
aproximadamente 10.000 pies.
También se incluye un gráfico similar
para un registro de tránsito en el
intervalo o registro sónico de
porosidad.
El método para predecir la presión
poral en base a la
resistividad/conductividad de la lutita
a partir de los registros es el más
popular para el Golfo de México,
debido al gran volumen de datos
Figura 10: Registro eléctrico indicando la tendencia
decreciente de la resistividad de la lutita en el tope de
una zona geopresurizada.
Figura 11: Gráficosde conductividad de la lutita y
tiempo de tránsito en el intervalo para un pozo
geopresurizado del Sur de Texas.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Conductividad (mmhos)
200 400 600 1,000 2,000
∆ t(µs/pie)
5070 100 200300
Pr
of
u
n
di
da
d 
(1
.0
00
 p
ie
s)
El registro de
velocidad
sónica es
una
herramienta
de porosidad
que sólo es
afectada
ligeramente
por las
condiciones
del pozo.
Línea
normal
Presión
anormal
Transición
TOPE PROBABLE DE
LAS GEOPRESIONES
RESISTIVIDAD
(CORTA NORMAL
AMPLIFICADA)
NÓTESE LA TENDENCIA
DECRECIENTE SOBRE
LA SECCIÓN DE LUTITA
Predicción de la Presión 
CAPÍTULO
17
Predicción de la Presión 17.12 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
disponibles de pozos vecinos.
Desafortunadamente, numerosas
variables que afectan la resistividad de
la lutita (además de la compactación)
pueden reducir la exactitud del gráfico:
(1) salinidad, (2) material o
mineralogía de la matriz, (3)
temperatura y (4) condiciones del pozo
(tipo de lodo, filtrado, etc.). Varias
modificaciones han sido realizadas
para tratar de compensar estas
variables y las inexactitudes que
pueden causar. El enfoque más lógico
para resolver este problema fue
desarrollado por J. Gill, y consiste en
trazar suficientes puntos para
reconocer estas variables a partir del
cambio resultante en los datos, luego
ajustando las líneas de tendencia de la
manera correspondiente. Este
procedimiento también puede ser
usado para trazar registros sónicos.
El registro de velocidad sónica es una
herramienta de porosidad que sólo es
afectada ligeramente por las
condiciones del pozo. Este registro
utiliza una técnica de dos receptores
para compensar las desviaciones y se
conoce comúnmente como registro de
velocidad sónica “compensado”.
Las herramientas sónicas miden en
microsegundos el tiempo requerido
para que el sonido viaje una distancia
determinada. El sonido se transmite a
través de substancias puras, a
velocidades conocidas. Si la substancia
no es pura, los componentes afectan
el tiempo de tránsito en el intervalo.
Por ejemplo, una lutita pura
(porosidad de 0%) transmite el sonido
a una velocidad aproximada de 16.000
pies/seg. o 62,5 microsegundos/pie. Si
la porosidad aumenta de 0 a 30% y los
espacios vacíos se llenan de agua
salada, la velocidad disminuye a
12.700 pies/seg., y el tiempo de
tránsito en el intervalo aumenta a
aproximadamente 103
microsegundos/pie.
En la sección presurizada
normalmente, el tiempo de tránsito
en el intervalo de lutita seguirá una
tendencia decreciente cuando la
porosidad disminuye. Cuando se
encuentra el tope de la zona
geopresurizada, la tendencia se
invertirá (ver la Figura 11). Aunque el
registro sónico proporcione datos
brutos más exactos, estos registros no
se pueden conseguir fácilmente en
muchas zonas ubicadas a lo largo de la
costa de Texas/Luisiana, por lo tanto el
método de conversión no es tan
confiable como el registro de
inducción.
Un registro menos común, el
registro de densidad (o gamma-
gamma), mide la densidad aparente de
las formaciones presentes. Aunque
esté diseñado para calcular la
porosidad y litología a los efectos de
evaluación de la formación, el registro
de densidad proporciona una
excelente correlación con la
compactación normal/anormal de las
lutitas.
En un registro de densidad, la fuente
irradia la formación con rayos gamma.
Estos rayos reaccionan con los
electrones que rodean el pozo y son
retrodispersados. Un detector dentro
de la herramienta registra la
intensidad de los rayos
retrodispersados, la cual varía según la
densidad aparente de las rocas que
rodean el pozo. Las indicaciones
deberían ser compensadas para reflejar
las irregularidades del tamaño del
pozo y el espesor del revoque mayor
que 1/4 pulg. 
Como la densidad aparente de la
lutita presurizada anormalmente es
mucho más baja que la densidad de la
lutita presurizada normalmente, se
suele usar un estudio gravimétrico
para detectar dichas zonas. Otros
métodos geofísicos como la refracción
sísmica pueden permitir la
diferenciación, aunque estén limitados
por su incapacidad para distinguir
entre la lutita y las masas de sal.
Las
herramientas
sónicas miden
en
microsegundos
el tiempo
requerido para
que el sonido
viaje...
Predicción de la Presión 
Predicción de la Presión 17.13 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
17
La representación gráfica de la presión
poral consiste en seleccionar los valores
de resistividad, conductividad o tiempo
de tránsito en el intervalo para la lutita
a partir de un registro eléctrico y evaluar
los datos en relación con una línea de
tendencia de pendiente normal. Esta
técnica permite calcular el peso del lodo
a partir de la desviación de la
resistividad de la línea de tendencia
normal (ver la Figura 12).
Los métodos actuales de
representación gráfica de la presión
poral usan técnicas asistidas por
computadora que difieren de los
procedimientos normales en varias
maneras. Primero, más puntos son
trazados, y en segundo lugar, múltiples
líneas de tendencia son permitidas si
hay suficiente evidencia para justificar
un cambio estructural en la geología.
Cabe recordar que el método de
múltiples líneas de tendencia es difícil
de usar correctamente porque resulta
difícil distinguir entre el aumento de
presión y un cambio estructural efectivo
en la geología – el cual causa un
desplazamiento de la línea de
tendencia. El programa de computadora
de M-I para la representación gráfica de
la presión poral se llama LOGPLOT™.
Los métodos anteriores de
representación gráfica de la presión
poral se hacían a mano. Los valores de
los registros eléctricos eran
seleccionados y trazados sobre papel
semilogarítmico; luego, se colocaba un
“superpuesto” transparente encima de
la línea de tendencia para calcular la
magnitud del aumento de presión
anormal a partir de la línea de
tendencia de presión normal. Con las
técnicas actuales asistidas por
computadora, para un pozo típico de
10.000 pies, 200 a 250 puntos de datos
pueden ser trazados fácilmente,
comparado con los 10 a 30 puntos de
datos que se podían trazar
tradicionalmente a la mano. El método
de múltiples líneas de tendencia de
compactación permite evaluar cada
edad geológica y secuencia de falla con
su pendiente particular, en vez de usar
una sola línea de tendencia para todo el
intervalo. Esto es especialmente
importante para la representación
gráfica de los registros de pozos donde
formaciones que tienen más de una
edad geológica son penetradas. Los
mejores ejemplos son los pozos
perforados en ambientes costafuera de
aguas profundas, donde las presiones
anormales suelen ser encontradas en
formaciones del Pleistoceno y del
Plioceno, así como las del Mioceno.
Las líneas de tendencia o los
“superpuestos” fueron desarrollados
para reflejar los cambios en la
pendiente media de la tendencia de
compactación normal causados por la
edad geológica de la formación. Estos
superpuestos también reflejan la
calibración de la presión poral por el
espaciamiento de las líneas de gradiente
de peso de lodo para una edad en
particular. Si una formación (como las
rocas más antiguas, más duras o más
calcáreas) se deposita durante un
periodo relativamente largo, el aumento
de la compactación de la formación con
la profundidad es moderado. Esto
resulta en una pendiente moderada o
casi vertical de la línea de tendencia de
compactación normal. Las arenas y
lutitas marinas mal consolidadas que se
depositaron más rápidamente, se
compactan a una velocidad que
aumenta con la profundidad de
entierro. Esto resulta en una pendiente
más fuerte de la línea de tendencia de
compactación normal respecto a la
Representación Gráfica de la Presión Poral
Figura 12: Gráfico de presión poral
2
4
6
8
10
12
14
16
ohm – m2Resistividad ( m )
0,1 0,2 0,3 0,4 0,6 0,8 1,0 2,0 3,0 4,0 6,0
Pr
of
u
n
di
da
d 
(p
ie
s 
x 
1.
00
0) Presión poral
(lb/gal)
18 17 16 15 13
11
Línea de
tendencia normal
Con las
técnicas
actuales
asistidas por
computadora,
para un pozo
típico de
10.000 pies,
200 a 250
puntosde
datos pueden
ser trazados...
Las líneas de
tendencia o los
“superpuestos”
fueron
desarrollados
para reflejar
los cambios en
la pendiente
media...
Predicción de la Presión 
CAPÍTULO
17
Predicción de la Presión 17.14 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
vertical (ver la Figura 13).
Estos cambios de pendiente de
tendencia de compactación para cada
edad geológica pueden ser observados
en la obra publicada por Matthews y
Kelly, la cual está basada en numerosos
pozos a lo largo de la Costa del Golfo
en Luisiana y Texas, y sigue siendo
considerada como el método más
confiable para calcular las presiones
porales a partir de los registros de pozo.
Algunos que han representado
gráficamente los registros de muchas
partes del mundo piensan que las
pendientes para las líneas de tendencia
de compactación normal que Matthews
y Kelly establecieron para cada edad
geológica, se repiten sistemáticamente a
través del mundo en sus edades
geológicas respectivas.
CONSEJOS PARA REPRESENTAR
GRÁFICAMENTE LA PRESIÓN PORAL
1. Trazar los puntos de resistividad,
conductividad o tiempo de tránsito
en el intervalo de la lutita cada 25 a
100 pies, o cada vez que ocurra algún
cambio importante de estos valores.
Seleccionar principalmente los
valores de lutita “limpia” – no trazar
las arenas o lutitas “sucias”. 
2. Trazar valores altos y bajos de los
registros – no calcular el promedio.
3. Trazar puntos de lutita que parecen
ser anormalmente altos o bajos.
4. Trazar puntos de lutita adyacentes a
las arenas.
5. Además, trazar incluso los puntos de
lutita delgada que están ubicados en
el medio de grandes cuerpos de
arena, pero señalarlos como si
estuvieran dentro de la arena.
6. Trazar puntos de estratos de
cobertura calcáreos.
Asegurarse de usar la línea de
tendencia o superpuesto de la edad
geológica apropiada. Varios métodos
pueden ser usados para identificar las
diferentes edades geológicas y
determinar el (los) superpuesto(s)
apropiado(s) por usar. Algunos de éstos
son:
1. Conocer el área donde se está
perforando el pozo, incluyendo la
Secuencia de Tendencia de
Compactación.
2. Anotar los marcadores geológicos
como los topes de las formaciones,
etc., en el registro (si están marcados).
3. Obtener del geólogo los topes de las
formaciones.
4. Verificar que la pendiente de los
datos del registro representados
gráficamente sea paralela a la línea de
tendencia de compactación normal
de uno de los superpuestos.
5. Relacionar los paleomarcadores en el
registro (si están marcados) con la
columna Paleoestratigráfica para la
zona. ADVERTENCIA: En los
ambientes de aguas profundas en el
Golfo de México, donde el Mioceno
superior se compone principalmente de
arenas enterradas rápidamente, es
posible que no haya fósiles, ya que éstos
se forman en lutitas. Por lo tanto, si se
selecciona el tope del Mioceno
exclusivamente a partir de los datos del
Paleoceno, esto puede hacer que el tope
del Mioceno sea seleccionado a un nivel
mucho más bajo que su nivel real. Por
este motivo, la comparación de la
pendiente de compactación de la línea
normal del Mioceno sobre el superpuesto
de la pendiente de compactación de los
puntos de dato del gráfico es
generalmente útil para seleccionar el tope
del Mioceno. 
6. Identificar los tipos generales de
lutita:
• Plioceno – Secuencias intercaladas
de arena/lutita, pero
principalmente arena. La
resistividad es generalmente mayor
que 1,0 ohm metro.
• Mioceno – Secuencias intercaladas
de arena/lutita con una resistividad
inferior a 1,0 ohm metro.
Pleistoceno/
Plioceno
Mioceno
Oligoceno
Eoceno
Figura 13: Líneas de tendencia para diferentes edades geológicas.
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
Predicción de la Presión 
Predicción de la Presión 17.15 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
17
• Frio – Lutitas calcáreas de alta
resistividad.
• Vicksburg – Lutitas arcillosas de
baja resistividad compactadas con
una fuerte pendiente.
• Wilcox o roca dura – Resistividad
muy alta (generalmente mayor que
5,0 ohm metro), lutitas arenosas
con un bajo grado de
compactación.
7. Usar un método de tanteos con el
peso de lodo usado (i.e., un
superpuesto del Mioceno colocado
sobre puntos de datos del Plioceno
difundidos indicaría altas presiones
porales, mientras que el intervalo
puede haber sido perforado con un
peso de lodo de 9,0 a 9,5 lb/gal. En
cambio, un superpuesto del Plioceno
colocado sobre puntos de datos del
Mioceno menos espaciados indicaría
presiones porales muy bajas, mientras
que un lodo de 12,0 lb/gal puede
haber sido necesario para perforar el
intervalo).
8. Hacer corresponder los puntos de
presión conocidos, tales como las
Pruebas de Formación Repetida
(RFTs), las Pruebas de la Formación
(DSTs), los amagos, los datos de
producción y del yacimiento, etc. El
uso de datos de producción y del
yacimiento constituye el método más
confiable para determinar las
presiones porales de la formación. Las
presiones de la formación calculadas
a partir de las indicaciones de presión
de cierre de la tubería de perforación
causadas por un amago también
deben ser consideradas como
confiables.
9. Marcar los estratos de cobertura
calcáreos o los grandes cuerpos de
arena para facilitar la selección de las
posiciones de las líneas de tendencia
de compactación y separar las
desviaciones entre las diferentes
edades geológicas o lutitas.
Los superpuestos transparentes de
conductividad/resistividad están
diseñados para interpretar los gráficos
de conductividad con el lado impreso
hacia arriba. Como la resistividad es la
función inversa de la conductividad
(1/1.000), el superpuesto de
conductividad debería ser volteado
hacia abajo para interpretar los gráficos
de resistividad. Los superpuestos de
tiempo de tránsito en el intervalo
deberían ser usados con el lado impreso
hacia arriba.
1. El superpuesto correctamente
seleccionado debería ser usado en
una posición vertical precisa respecto
al gráfico. Esto puede ser logrado
alineando el margen vertical del
superpuesto con una línea vertical en
el papel cuadriculado. Esto mantiene
la pendiente de la línea normal sobre
el superpuesto en el ángulo
apropiado, lo cual permite obtener
un gráfico más exacto y también
ayuda a diferenciar entre varias
edades geológicas. Las excepciones
incluyen los pozos desviados, en los
cuales el margen vertical está
inclinado de la manera señalada en el
superpuesto para corresponder a la
desviación del pozo de la vertical.
2. Al seleccionar la posición para la
línea de tendencia de compactación
normal, deslizar el superpuesto sobre
el gráfico hacia la izquierda o la
derecha, manteniendo su orientación
vertical hasta que la línea de
tendencia de compactación normal
pase por la tendencia de
compactación más probable para un
intervalo determinado. 
Buscar pequeños puntos de inflexión
en zigzag que están casi en equilibrio,
siguiendo una línea de tendencia recta
de la pendiente de compactación
apropiada. Al colocar la línea de
tendencia, evitar grandes excursiones
en el gráfico. Cuanto mayor sea el
número de puntos de datos cortos,
ligeramente diferentes, más precisa será
la posición de la línea de tendencia.
Buscar puntos de datos de lutita
inmediatamente adyacentes a los
cuerpos de arena permeables, o que
forman capas discontinuas dentro de
éstos. Estos puntos suelen aproximarse
a la línea de tendencia normal. Evitarlos valores extremadamente altos o
bajos causados por el agua salada o los
hidrocarburos dentro de las arenas
adyacentes.
3. Como la representación gráfica de las
presiones porales a partir de los
registros de pozo no constituye una
medición directa de las presiones
porales, la interpretación siempre
debe ser comprobada.
Comparar el gráfico a los pesos de
lodo usados para perforar el pozo, ya
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
Predicción de la Presión 
CAPÍTULO
17
Predicción de la Presión 17.16 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
que dichos pesos de lodo no siempre
corresponden a la presión real de la
formación. Una discrepancia
importante debería ir acompañada de
una explicación de la diferencia,
cuando los datos están disponibles. La
experiencia indica que la mayoría de los
operadores perforan en condiciones casi
balanceadas hasta llegar cerca de la
zona de transición, encima de las
geopresiones, pero en condiciones
sobrebalanceadas más abajo de este
punto. El sobrebalance resulta
generalmente de la reacción exagerada
a la expansión del gas de perforación en
la superficie. Este gas puede provenir de
un intervalo arenoso que tiene una
presión poral no superior a – y en
algunos casos inferior a – las secciones
de lutita perforadas anteriormente. En
estos casos, no es necesario aumentar el
peso del lodo.
El gráfico puede poner de manifiesto
las razones de los problemas de
perforación y del pozo, cuando estos
problemas fueron causados por cambios
de la presión poral que no fueron
balanceados inmediatamente por los
cambios del peso de lodo. Estos
problemas pueden incluir incrementos
en la velocidad de penetración, amagos,
gas de conexión, lutita derrumbable,
ensanchamiento del pozo, pozo
reducido, puentes, relleno, pérdida de
circulación, tubería pegada por presión
diferencial, etc.
La representación gráfica de las
presiones porales a partir de los registros
de lodo no constituye una medición
directa de las presiones porales, sino
una interpretación de las presiones
porales basada en la comparación entre
la compactación normal de la lutita y la
subcompactación. Como mucho, se
trata de una tecnología que da lugar a
una libre interpretación.
Los datos sísmicos pueden ser
convertidos a tiempo de tránsito en el
intervalo mediante cualquiera de las
numerosas técnicas complejas de
computadora. Los datos resultantes son
muy similares a los de un registro
sónico. Una vez que los análisis de
velocidad han sido desarrollados e
interpretados de manera satisfactoria, las
velocidades del intervalo pueden ser
calibradas en gradientes de presión poral
o pesos de lodo equivalentes (ver la
Figura 14).
Básicamente, las técnicas de análisis e
interpretación de registros para evaluar
las presiones de la formación han
cambiado poco con los años, mientras
que el procedimiento para manipular
los datos sónicos y sísmicos ha sido
mejorado considerablemente. Estos
avances se deben principalmente al
progreso realizado en las esferas de
tratamiento por computadora y
programas complejos de diagnóstico.
Por lo tanto, el personal responsable de
la planificación del pozo ya no depende
totalmente de los registros sobre papel
para determinar los valores de
conductividad, resistividad o tiempo de
tránsito en el intervalo de la lutita –
elementos claves para la evaluación de
la presión poral. Hoy en día, los
programas de computadora patentados
y disponibles comercialmente producen
registros en formatos de ficheros
numéricos electrónicos, haciendo que
Avances en Predicción de la Presión a partir de Datos
Sísmicos
Figura 14: Evaluación de la presión anormal a partir de
los datos sísmicos (según Pennebaker).
0
2
4
6
10
15
40 60 80 100 150 200
Tiempo de viaje en el intervalo (microseg./pie)
Pr
of
u
n
di
da
d 
(p
ie
s 
x 
1.
00
0)
Normal
12 lb/gal
14 lb/gal
16 lb/gal
17 lb/gal
18 lb/gal
19 lb/gal
Los datos
sísmicos
pueden ser
convertidos a
tiempo de
tránsito en el
intervalo...
La
evaluación
de la presión
poral es un
componente
esencial de
cada aspecto
de la
planificación
del pozo...
Predicción de la Presión 
Predicción de la Presión 17.17 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
17
sea más rápido y más fácil determinar
las presiones y los gradientes de fractura
para un intervalo entero o intervalos
seleccionados.
La evaluación de la presión poral es
un componente esencial de cada
aspecto de la planificación del pozo,
desde la determinación de la estabilidad
del pozo hasta la confirmación de la
existencia de mecanismos de
entrampamiento. El advenimiento de
programas electrónicos complejos y
disponibles universalmente le permite a
los operadores filtrar los datos de los
registros para examinar un intervalo
específico del pozo o comprimir la
información para obtener un panorama
exhaustivo de todo el pozo. Al hacer
esto, es posible calcular los gradientes
de presión y de fractura. Por lo tanto,
resulta mucho más fácil seleccionar los
pesos de lodo que serán suficientes para
controlar la presión poral, sin exceder el
gradiente de fractura. 
Esta dramática evolución de la
tecnología de información electrónica
es especialmente beneficiosa para la
exploración en aguas profundas, donde
las formaciones son mucho más
recientes y no están tan comprimidas
como las formaciones ubicadas en
aguas menos profundas. En los
proyectos de aguas profundas, las
fuerzas ejercidas sobre las formaciones
son muy diferentes a las fuerzas que
existen en aguas menos profundas, lo
cual invalida los métodos de
determinación de presión de probada
eficacia. Por ejemplo, como el valor del
gradiente de presión siempre es inferior
al de la sobrecarga, en general se
admitía que el gradiente de sobrecarga
en el Golfo de México de aguas poco
profundas era de 1 psi/pie de
profundidad de agua. Sin embargo,
debido a la dinámica especial de los
pozos de aguas profundas, esta regla
general queda sin validez.
Con los avances realizados en el
procesamiento electrónico, los
operadores pueden integrar los registros
de densidad e identificar con facilidad
la relación entre la profundidad y la
densidad. Por ejemplo, los datos
obtenidos de un pozo en 6.000 pies de
agua indican que el gradiente de
sobrecarga calculado es mucho más alto
que 1 psi/pie.
Las mejoras rápidas y constantes
realizadas en el procesamiento por
computadora van acompañadas del uso
más generalizado de datos sísmicos para
determinar los valores de presión. Se
reconoce desde hace mucho tiempo
que los datos sísmicos contienen gran
parte de la misma información que
aparece en un registro sónico. Sin
embargo, el problema era extrapolar
esos datos para evaluar las presiones.
Con los medios actuales de
procesamiento electrónico, los datos
sísmicos pueden ser manipulados para
producir un registro sónico sintético.
Actualmente se sigue trabajando para
refinar y definir con mayor claridad las
similitudes entre el procesamiento
sísmico y los registros sónicos. Aunque
la industria lleve muchos años
realizando interpretaciones sónicas, los
sistemas de procesamiento electrónico
no permitían su procesamiento para
obtener una aproximación de los datos
sónicos dentro de un plazo razonable.
Hasta hace poco, el proceso podía
tardar varias semanas y casi siempre
resultaba en datos discutibles. Además,
los resultados casi nunca se compilaban
en un formato fácil de entender para el
personal deperforación. El personal
geológico y geofísico que basa sus
evaluaciones en datos sónicos usa
valores considerados en términos de
velocidades medias, mientras que los
perforadores piensan en pesos de lodo y
presiones.
Actualmente se suele usar la
información de pozos vecinos y la
comparación de registros sónicos con
datos sísmicos para un proyecto en
particular, a fin de determinar las
presiones. Naturalmente, a diferencia de
la adquisición de datos sísmicos, los
registros sónicos sólo son realizados
dentro de un intervalo que ya está
perforado. Sin embargo, al hacer
corresponder la respuesta de los datos
sísmicos con los datos sónicos en el
intervalo perforado, los operadores
pueden fácilmente extender la
profundidad del pozo proyectado más
allá de la profundidad penetrada en los
mejores pozos vecinos disponibles.
El personal
geológico y
geofísico que
basa sus
evaluaciones
en datos
sónicos usa
valores
considerados
en términos
de
velocidades
medias,
mientras que
los
perforadores
piensan en
pesos de lodo
y presiones.