PRESION DE PORO A PROFUNDIDAD EN CUENCAS SEDIMENTARIAS

PRESION DE PORO A PROFUNDIDAD EN CUENCAS SEDIMENTARIAS

Presión de poro es un potencial hidráulico escalar actuando dentro de un espacio de poro interconectado a profundidad. El valor de la presión de poro a profundidad es usualmente descrito en relación a la presión hidrostática o normal, la presión asociado con una columna de agua de la superficie a la profundidad de interés. La presión de poro hidrostática incremente con la profundidad a razón de 10MPa/km o 0.44psi/ft (dependiendo de la salinidad). La presión de poro hidrostática implica un poro abierto e interconectado y rede de fracturas desde la superficie de la tierra a la profundidad de medida:

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La presión de poro puede exceder valores hidrostáticos en un volumen de poro confinado a profundidad. Conceptualmente el límite superior para la presión de poro es el esfuerzo de overburden, Sv, y algunas veces es conveniente expresar la presión de poro en términos de  λp donde λp =Pp/Sv, la relación de presión de poro y el esfuerzo vertical. La presión de poro litostatica significa que la presión en los poros de la roca es equivalente al peso del esfuerzo de overburden Sv. Debido al insignificantemente pequeña resistencia de la roca, la presión de poro siempre será menor que el esfuerzo principal mínimo, S3.

En general se considera la mayoría de los problemas involucrando la presión de poro en términos quasi estáticos. Esto es, generalmente se ignorara los gradientes de presión que podría estar asociado con el flujo de fluidos. Con la excepción de los problemas del drawdown (la diferencia de presión del pozo y el yacimiento) afecta la estabilidad del pozo. En los capítulos que siguen se asume la presión de poro como constante a la hora de realizar un cálculo.

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La figura  muestra la variación de la presión de poro con la profundidad de observaciones en el campo de Monte Cristo a lo largo de la costa del golfo de México. La forma en la cual la presión de poro varia con la profundidad en este campo es similar a la vista a través de la provincia de gas y aceite del golfo de México y muchas cuencas sedimentarias donde la sobrepresión es encontrada a profundidad. A profundidades relativamente someras (en este caso alrededor de los 8000 ft), la presión de poro son esencialmente hidrostáticas, implicando que una continua e interconectada columna de fluido de poro se extiende desde la superficie hasta esa profundidad. Entre los 8000 ft y 11000 ft la presión de poro incrementa con la profundidad rápidamente indicando que estas formaciones están hidráulicamente aisladas de las más someras. Después de los  11000 ft, la presión de poro alcanza valores cercanos al esfuerzo de overburden, una condición que algunas veces es referida como sobrepresión fuerte. Observe que la relación de la presión de poro y esfuerzo de overburden (λp) alcanza valores de 0,91 a profundidad mientras que en el intervalo la presión hidrostática λp está alrededor de la mitad de ese valor.

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La figura demuestra que además de la variaciones de la presión de poro con la profundidad, las variaciones laterales de la presiones de poro son bastante pronunciadas en algunas cuencas sedimentarias. Los datos mostrados son valores color contorneado  de λp de pozos en el sector de Norwegian en la parte norte del mar del norte. Los rangos de escala de color van desde la presión de poro hidrostática hasta valores cercanos a litostaticos.  Observe que en algunas áreas (en general las más cercanas a la costa) la presión de poro permanece hidrostática a 1500, 2000 y 3000 m. en otras áreas sin embargo, la presión de poro incrementa desde valores hidrostáticos a 1500m de profundidad hasta valore más altos a profundidades más grandes. Así, la manera detallada en el cual la presión de poro cambia con la profundidad varia de área a área y a cualquier profundidad dada puede haber variaciones laterales importantes de la presión de poro.

Esta figura es buena para ilustrar de porque uno debe ser precavido cuando extrapola la presión de poro promedio de una región a otra en la manera en la manera que Breckles y Van Eekelen, por ejemplo, presentan tendencias de presión de poro y esfuerzo principal mínimo con la profundidad de un numero de regiones produciendo alrededor del mundo. Mientras tales tendencias son representativas de regiones, se puede ver como varia la presión de poro a una profundidad dada de un área a otra en la misma región. Por esto, es siempre importante considerar la presión de poro (especialmente sobrepresión) en el contexto de los mecanismos responsables de esto y las condiciones geológicas.

COMPARTIMENTALIZACION DEL YACIMIENTO.

La observación que un yacimiento dado puede algunas veces ser compartimentalizado e hidráulicamente aislado de formaciones adyacentes ha recibido bastante atención desde décadas pasadas. La razón económica por este interés es obvia, como producción de distintos compartimentos tiene un mayor impacto en el programa de perforación requerido para lograr el drenaje del yacimiento. Otorleva presenta una compilación de documentos relacionados a  yacimientos compartimentalizados.

La forma más fácil  de pensar sobre separar compartimentos de yacimientos en el contexto de una serie de arenas permeables separadas por shales impermeables

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Asumiendo por el momento que la extensión lateral de cada arena es limitada. La presión dentro de cada capa de arena incrementa con un gradiente hidrostático local porque hay un espacio poroso abierto e interconectado dentro de la capa. La presión absoluta de una capa aislada puede ser mas grande o mas pequeña que la presión normal. El caso mostrado en la figura es de un pozo en Egipto 1998 e ilustra este principio bastante bien. Observe que mientras la presión en los compartimentos IIIC y IIC están apreciablemente por encima de la normal (y difiere de cada una), la presión dentro de cada compartimento incrementa con un gradiente hidrostático localizado.

La presión de poro en los yacimientos del sur de la isla de Eugene campo bloque 330 en el golfo de mexico proporciona una buena ilustración de presiones de compartimentos. La arena de yacimiento son bastante jóvenes (Plioceno hace 4 millones de años) y son encontradas la mayoría en una mini cuenca de sal apartada limitado por fallas normales buzando hacia el suroccidente mostrados en la figura.

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Subsidencia y sedimentación localizada (y deslizamiento a lo largo de la falla normal) ocurrio cuando al sal a profundidad fue extruida hacia al suroriente.

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Un esquema geológico de la sección A-A’ de la figura 5 es mostrada en la figura 6, se observa que los yacimientos de arena individual (sombreados en la figura) son (i) separados por una secuencia de shales (no sombreados), (ii) discontinuidades laterales y (iii) frecuente truncado por el crecimiento de fallas que proporcionan un cierre buzamiento arriba.

Muchos de esos yacimientos de arena de SEI 330 actúan como compartimentos separados indicados por la variación de los datos. Por ejemplo la figura 7 es un mapa de la arena OI, unos de los intervalos más profundos productores mostrados en la Fig. 6

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Que fue significativamente sobrepresionada antes de la depleción. Los  yacimientos asociados a esta arena fueron subdivididos en diferentes en bloques de fallas sobre la base de fallas normales mapeada usando datos de sísmica 3D. Observe que las distribuciones de agua, aceite (sombreado) y gas (punteado) están marcadas diferente en bloques de fallas adyacentes. En los bloques de falla A, D y E, por ejemplo hay relativamente pequeñas columnas de aceite mientras en los bloque de fallas B y C hay significativas columnas de gas y relativamente pequeñas columnas de aceite. Claramente, las fallas separando estos bloques de falla están separando hidráulicamente los diferentes compartimentos de la arena del yacimiento OI. Observe que relativamente menores compensaciones (indicada por las líneas contorneadas) asociado con algunas de estas fallas.

Es notable que en la arena OI la presión de poro de la fase agua al contacto agua /aceite (la base se la columna de aceite) son bastante diferentes.  Esto es mostrado en la figura 8.a  el cual presenta datos de presión para compartimentos del bloque de falla A (FB-A) y el bloque de falla B (FB-B) del yacimiento OI el cual tiene diferentes presiones de poro en la fase agua cuando la columna de hidrocarburos son añadido a la presión de poro de la fase de agua, muy altas presión son vistas en el tope de la columna de hidrocarburos. Hay un límite físico obvio de la presión alta en un compartimento pueda llegar a estar, y presión de poro inicial alta en la fase agua sera mostrado para ser una razón por qué diferentes compartimentos del yacimiento puede contener diferentes cantidades de hidrocarburos. La presión de poro estimado en los shales es discutido a continuación.

  [pic 8]

MECANISMOS DE GENERACION DE SOBREPRESION

DESEQUILIBRIO POR COMPACTACION

El cual es a menudo llamado bajocompactacion, a un profundidad dada, la sedimentación continua incrementa el esfuerzo overburden en cual consecutivamente tendera a causar compactación y perdida de porosidad. En un sistema abierto hidráulicamente, eso es, formaciones permeables lo suficiente para estar hidrológicamente conectada a la superficie terrestre, la compactación y perdida de porosidad asociada con el enterramiento puede ser acomodado por el flujo de fluidos sin exceder la presión acumulada. Esto es aparentemente el caso con formaciones a profundidades menores de 8000 ft en la figura 2.2. Sin embargo en un formación de baja permeabilidad (tales como es shales), en arenas aisladas y confinadas de otras arenas (tales como con las formaciones mas profundas de 9000 ften la figura 2.2) o en regiones donde se dio una sedimentación rápida y la expulsión de fluido por la compactación no pudo mantener el ritmo con la perdida de porosidad. En este caso, el incremento del esfuerzo de overburden por la compactación causara incremento en la presión de poro cuando el esfuerzo de overburden es llevado por la presión de fluido de poro. Este estado en el cual esfuerzos aplicados externamente son soportados por la presión de poro del fluido, esta relacionado al concepto de esfuerzo efectivo.

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