Riesgos geológicos en la perforación de pozos y reentradas del campo Onado, estado Monagas, Venezuela
Alfredo León*, Maria del Mar Blanco, Rafael Rivas, José Vega, Rubén Rodríguez, Rafael Guzmán, Pedro Schreiterer, Freddy Calatayud, Hector Martini, Miriam Coronado Petronado, Av. Fuerzas Armadas, Casa No. 59, Sector las Avenidas; Maturín, Estado Monagas.
Resumen
Diversos riesgos geológicos se tienen que encarar en la perforación de pozos y reentradas del Campo Onado del Estado Monagas, Venezuela: 1.- Cuerpos de agua con presiones anormalmente altas en los intervalos superficiales. 2.- Zonas de sobrepresión de la Formación Freites. 3.- Zonas subpresionadas por agotamiento de yacimientos, 4.- Areniscas naturalmente fracturadas de la Formación Merecure, 5.- Zonas con temperaturas anormales. Todos ellos enmarcados en una zona tectónicamente activa y condicionada por la dirección de esfuerzos principales, consecuencia de la colisión de las placas Suramericana y del Caribe.
Las dificultades operacionales de la perforación de pozos y reentradas obligaron a realizar estudios de Geomecánica del área y la adquisición de datos a través de reinterpretación sísmica, Registros Sónicos dipolar, Resonancia Magnética, toma de presiones a hoyo abierto y hoyo entubado, Reevaluación de núcleos y Registros sísmicos VSP. Los resultados de la nueva información demostraron que el éxito operacional vendrá muy ligado a factores como: el peso del lodo utilizado, la inclinación y dirección del hoyo, el envejecimiento del mismo posterior a la última circulación, la explotación irregular de los yacimientos y por supuesto la ausencia de escenarios geológicos por áreas, que apunten a diseños operacionales específicos y enfatizando en los criterios adecuados en la elección del punto de asentamiento de revestidores. En este sentido y después de difíciles experiencias en la campaña de perforación de pozos y reentradas del campo, se ajustaron los puntos de asentamientos de revestidores, se evaluó en detalle los datos de la unidad se mudlogging, se insistió con la importancia de los cambios de conductividad asociados a cambios de presión y se actualizaron los datos del yacimiento.
Palabras clave: sobrepresiones, conductividad, fracturas,
esfuerzos principales.
Introducción
El campo Onado, descubierto en el año 1959, se encuentra al suroeste de la ciudad de Maturín, entre los municipios Maturín y Aguasay (Figura 1). Tiene un área total de 158,9 Km2, de los cuales 105 Km2 corresponden a zona exploratoria, es decir no producidos por pozos de sus tres subcampos, Onado G, M y P (Figura 2). Para Diciembre de 2006 había producido 27,5 MMBls. de petróleo de sus reservas oficiales cuantificadas en 54,1 MMBls. Para la fecha cuenta con 39 pozos de los cuáles 12 tienen reentradas, 10 de ellos con resultados satisfactorios.
El campo Onado a semejanza de la mayoría de los campos en el norte de Monagas, presenta una serie de dificultades básicamente de tipo geológico que arriesgan la perforación de pozos y reentradas. Estas dificultades pueden resumirse en las siguientes: 1.- Secciones con zonas sobrepresurizadas 2.- Secciones con zonas depletadas, 3.- Trayectorias recomendadas cuya dirección no corresponde a la indicada por la geomecánica, 4.- Formaciones naturalmente fracturadas, 5.- Fallas regionales, cada una de ellas amerita una atención especial desde el punto de vista operacional, de lo contrario pueden generar condiciones difíciles que no pocas veces pueden hacer perder el pozo. Esta situación de riesgo se incrementa debido a la ausencia de una base de datos actualizada y de información obtenida con registros de nueva generación.
En este trabajo se explica no solamente la manera en que se confrontó cada una de ellas, con ejemplos que ilustran cada caso, sino también la campaña de reentradas desarrollada en el campo, lo cual redundó en optimización de recursos sin afectar el potencial.
Los criterios aplicados para atacar cada punto vienen dados no solamente por la experiencia que se tiene del área sino también por la toma de información a través de herramientas de nueva generación y por el desarrollo de estudios de geomecánica del campo.
TEORIA
Zonas de presión anómala
Cuando se analiza la geología del subsuelo del campo Onado nos encontramos con la siguiente secuencia formacional, de tope a base: Mesa, Las Piedras, La Pica, Freites, Oficina y Merecure. No se tienen pozos cretácicos en el campo Onado.
La litología y ambientes sedimentarios están ampliamente destacados en la literatura técnica pero un resumen de los mismos se muestra en la Figura 3. Por ser una secuencia predominantemente clástica, cada unidad formacional está caracterizada por la presencia en mayor o menor porcentaje de areniscas de diferente granulometría, blandas y duras, intercaladas con lutitas a veces carbonosas y limonitas grises.
Aunque en la Formación Mesa se suele bajar y cementar un conductor de 20´´ a 600´ para aislar las arenas poco consolidadas de esta unidad, en el resto de las unidades es ampliamente conocido que no es la litología ni los cambios formacionales lo que marca la pauta del diseño del pozo, sino las presiones.
Cuando se observa un grafico de _T Vs. Prof. obtenido en registros sónicos, se observan zonas muy particulares en lo que respecta a los gradientes de presión (Figura 4). Existen zonas sobrepresurizadas que muestran una presión equivalente de hasta 15 lpg., mientras que otras por el contrario por agotamiento del yacimiento, pueden llegar hasta valores de 8.0 lpg. Por medición indirecta con registro sónico y exponente de. Algunas de estas zonas de presiones anómalas incluso irrespetan los limites formacionales, por lo que aunque se lleve un riguroso control geológico por muestras de canal, dicho control no representa una garantía de asegurar los pases en los cambios de presión.
Un ejemplo particular lo observamos en la base de la Formación la Pica y el tope de la Formación Freites (Figura 5). La primera caracterizada por una secuencia de areniscas de grano fino a medio, con algunos cuerpos con espesores de hasta 100’, separadas por cuellos de lutitas grises; la segunda, predominantemente lutita en todo su espesor, comparten presiones altamente anómalas con respecto a su entorno, que la convierten en una de las secciones de mayor riesgo operacional.
Estas presiones anómalas se producen como consecuencia del entrampamiento de agua intraformacional cuyo escape está restringido por barreras de permeabilidad por razones sedimentológicas y estructurales.
Específicamente en el campo Onado esta zona de alta presión no tiene un espesor constante. Sin embargo, la alta densidad de pozos permite realizar una correlación utilizando los valores de alta conductividad asociados a esta zona de alta presión. Este método es muy utilizado en la industria petrolera y en este caso aplica básicamente porque ante la dificultad de tener marcadores litológicos en la zona que es predominantemente lutítica, se recurre a marcadores conductivos. De esta manera se puede tener una referencia cuantitativa antes de entrar a la zona de alta presión. Desde el punto de vista de perforación, para atravesar las zonas de alta presión se procede así: se cambia el lodo sobre la zapata del revestidor anterior colocando la densidad que corresponde al valor estipulado para atravesarla, para el caso de la Formación Freites es 15 lpg. La finalización del tramo al tope de la arena F8, que se encuentra en valores normales de presión de poro, se elige dentro de la zona de transición de la sección sobrepresionada a la de presión normal, evento que ocurre en los 200´ TVD (True Vertical Depth – Profundidad Vertical Verdadera) por encima de la profundidad de la arena F8. En la práctica se toman 100´ TVD por arriba de dicha arena. Alcanzada la profundidad del pozo (casing point) resulta obligatorio bajar un revestidor y aislar esta zona, ya por debajo de esta zona aparecen las zonas de baja presión.
Zonas de baja presión
Las zonas de baja presión se encuentran fundamentalmente en aquellas arenas ya drenadas durante la historia de explotación del campo. En el campo Onado se concentran en las arenas del Complejo superior, medio e inferior de Oficina y las arenas Merecure, es decir, desde la arena F8 hasta la base de U5. Este tramo es considerablemente largo por lo que se suele bajar un revestidor intermedio a nivel de las arenas S3. Esta es una decisión particular de cada equipo de perforación, ya que al bajar este revestidor el tramo faltante carece de diámetro de contingencia.
A diferencia de la zona de alta presión, la perforación con un lodo de densidad superior a la permitida genera un diferencial de presión que puede tener consecuencias irreversibles. De nuevo una escogencia adecuada de las condiciones del lodo es la clave para solventar esta situación. La presión de poro es normal hasta ± 9000´, a partir de allí adquiere un efecto de sobrepresión que puede alcanzar hasta 12,5 lb./gal. Cercano al tope de la arena F8 que el Bloque Onado G suele estar ± 14000´ TVD.
En esta sección Oficina superior está separada de Oficina medio e inferior por un tramo de lutitas de un promedio de 800´ de espesor. Estas lutitas están ligeramente sobrepresionadas y para atravesarlas se necesita una densidad de lodo de 11,7 lpg. Justo por debajo, la Formación Merecure que le sigue, suele presentar fracturas naturales. Para atravesarla es necesario bajar la densidad a 8 lpg. o menos. Así esta sección se divide en dos partes. 1.- Oficina superior, sección lutítica, Arenas R de Oficina medio que se perfora con una densidad de 11,7 lpg. 2.- Resto de Oficina y Merecure que puede perforarse con 8,5 lpg.
Basado en estas zonas con presiones tan particulares, se exige un diseño de revestidores que en la mayoría de los casos es como se muestra en la Figura 6.
Esfuerzos principales
El choque de la placa Suramericana con la placa del Caribe genera un esfuerzo principal cuya dirección promedio es 158° similar a la dirección de los esfuerzos regionales. Este efecto se manifiesta desde la zona del área del Pilar en el estado Anzoátegui hasta el sur de la subcuenca de Maturín. Dichos esfuerzos de alguna manera inciden en la estabilidad de los hoyos durante la perforación, demostrándose en los estudios geomecánicos que lo recomendable son pozos verticales (Figura 7). Las resistencias mecánicas son simplemente referenciales, ya que no se tienen núcleos en esta zona. La dirección de esfuerzos principales es 158°, el régimen de esfuerzos resultantes es normal a transcurrente (Shmin < Sh max _ Sv).
Los paleoesfuerzos que formaron la estructura del campo tenían una dirección similar al actual con ligeras rotaciones a lo largo del tiempo. En el campo Onado se realizó una campaña de perforación de reentradas que tenían doble objetivo, por una parte utilizar los pasivos del campo para optimizar costos y por otra con una inversión mínima, buscar un potencial similar a lo que se podría obtener con la perforación de un pozo completo. Dicha campaña tuvo éxito y para Abril del año 2007 ya se habían perforado doce reentradas, diez de ellas exitosas.
Precisamente por ser reentradas, las direcciones recomendadas no necesariamente coincidían con la dirección de esfuerzos principales, generándose situaciones de riesgo de colapso que produjo diversas pérdidas de hoyos. Estudios geomecánicos demostraron que la manera de controlar este riesgo es a través de tener un peso de lodo que va en relación directa con la profundidad y el ángulo de desviación del pozo. Así los pozos más estables son los verticales y que se debe incrementar la densidad en función del ángulo del pozo. Como ejemplo en el tramo de 13000´ a 15300´ se debe incrementar 0,015 lpg./grado de incremento de desviación. Ver figura 8.
Zonas naturalmente fracturadas.
Otro de los problemas presentes en el campo Onado es la presencia de rocas fracturadas en la Formación Merecure (Figura 9).
Los intensos procesos diagenéticos en las areniscas producto de la combinación de altas profundidades con un medio saturado de cuarzo han generado sobrecrecimiento de los mismos que afectan la calidad de la roca, vale decir sus valores de porosidad y permeabilidad. Dicho proceso de cristalización le dan un carácter frágil a la roca la cual al ser sometida a esfuerzos localizados producen su fracturamiento con los respectivos riesgos operacionales que llevan implícito. Este escenario se complica ya que las megafallas producen fracturas menores que incrementan las condiciones de riesgo.
Uno de los puntos más complicados de atacar es entender las zonas de mayor riesgo basado en la densidad de fracturas y su distribución en el área. Se tienen casos en donde la producción de pozos en la Formación Merecure han sido exitosos, como por ejemplo la reentrada del pozo ONV-75 con una producción inicial de 750 BNPD barriles por día, sin embargo su pozo vecino, el ONV-79, ubicado a escasos 600 metros de distancia y en una posición estructural similar, no ha logrado aportar producción. Surge el interrogante, ¿Está el primero asociado a zonas fracturadas o simplemente se puede explicar por encontrarse este pozo en una roca de calidad superior a su vecino?
Generalmente estas zonas fracturadas de Merecure se perforan utilizando un material obturante que en el caso especifico del campo Onado ha sido hojuelas y esferas de carbonato de calcio combinada de acuerdo a un estudio de laboratorio en función de valores de porosidad estimada de la fractura. Al ser utilizado se tiene la desventaja de que por estar el sistema de lodo saturado del material obturante, difícilmente se pueden evaluar las muestras de canal. Por consiguiente se hace difícil observar algún posible marcador geológico. A pesar de esta desventaja los resultados han sido altamente satisfactorios, es decir en la mayoría de los casos en donde no se ha utilizado se generan pérdidas de circulación que lamentablemente han sido difíciles de controlar trayendo como consecuencia la pérdida del hoyo en reentradas, En aquellos pozos en que se ha tomado la previsión de utilizarlo y aunado a una tasa de perforación controlada de no más de 5 pies por hora, han permitido alcanzar el objetivo propuesto. Vale decir que esta zona de fracturas de formaciones mencionadas se perfora con un lodo de peso menor a 10 lpg.
Megafracturas
A semejanza de la mayoría de los campos en la subcuenca de Maturín, las acumulaciones del campo Onado se encuentran al norte de las megafallas de rumbo promedio noreste y buzamiento hacia el sur. Este es un patrón que se extiende en prácticamente todos los campos al sur del Bloque de Bergantín y el campo Onado no es la excepción. La nueva interpretación símica del campo realizada por VP Consulting (2003) ha permitido un mejor control de la posición de estas mega estructuras y de las fallas secundarias con salto mayor a 100 pies.
Esto ha permitido la optimización de la trayectoria de las reentradas y de los nuevos pozos. En este sentido y recordando que la migración de los hidrocarburos provenían del norte y encontrándose las trampas estructurales ya conformadas, se podría pensar que se simplifica el criterio para la escogencia de las localizaciones. Sin embargo, en los casos específicos de los pozos nuevos a veces las restricciones vienen condicionadas no por la configuración del subsuelo sino por restricciones ambientales en superficie que obligan colocar las localizaciones en sitios que difieren del seleccionado inicialmente y por consiguiente obligatoriamente darle un carácter direccional.
Esta circunstancia amerita que habiéndose desplazado la localización inicial se deba tener un control riguroso de la presencia de estas fallas. Con la sísmica se ha logrado avanzar en este sentido lo cual aunado a la significativa densidad de pozos con respecto al área del campo, hace que las prognosis tengan un alto grado de acierto.
Adicionalmente y tal como se mencionó previamente, entra en juego la diferencia que existe entre esta trayectoria y la dirección de los esfuerzos principales. En aquellos casos en que se navega pseudo paralelo a la dirección de los esfuerzos principales se disminuye la posibilidad del colapso. Por consiguiente lo sano es navegar en una dirección cercana a los 158° de azimut.
Conclusiones
• La dirección de esfuerzos principales es 158°.
• El régimen de esfuerzos es normal – transcurrente.
• La perforación de pozos desviados incrementa el riesgo operacional.
• Lo altamente recomendable es perforar pozos verticales.
• El peso del lodo apropiado resultante es fundamental para perforaciones exitosas.
Recomendaciones:
• No pasar de 14000´ TVD con lodos de peso mayor a 14,0 lpg. Cuando la litología no es completamente lutítica. Ante la duda es preferible correr registros y correlacionar.
• Perforar con pesos de lodo menos de 11,8 lpg. Por debajo de la Arena F8 (Onado G).
• Perforar con pesos de lodo menor a 8,5 lpg. Por debajo de la Arena U1 (Onado G).
• Los riesgos de pérdida y pega diferencial disminuyen con el uso del material obturante.
• Utilizar material obturante al perforar la Formación Merecure.
• Realizar una campaña de toma de datos dándole prioridad a: núcleos, registros de imágenes, resonancia magnética, presiones a hoyo abierto y entubado, registros sónicos y VSP y cáliper de 6 brazos.
Alfredo León*, Maria del Mar Blanco, Rafael Rivas, José Vega, Rubén Rodríguez, Rafael Guzmán, Pedro Schreiterer, Freddy Calatayud, Hector Martini, Miriam Coronado Petronado, Av. Fuerzas Armadas, Casa No. 59, Sector las Avenidas; Maturín, Estado Monagas.
Resumen
Diversos riesgos geológicos se tienen que encarar en la perforación de pozos y reentradas del Campo Onado del Estado Monagas, Venezuela: 1.- Cuerpos de agua con presiones anormalmente altas en los intervalos superficiales. 2.- Zonas de sobrepresión de la Formación Freites. 3.- Zonas subpresionadas por agotamiento de yacimientos, 4.- Areniscas naturalmente fracturadas de la Formación Merecure, 5.- Zonas con temperaturas anormales. Todos ellos enmarcados en una zona tectónicamente activa y condicionada por la dirección de esfuerzos principales, consecuencia de la colisión de las placas Suramericana y del Caribe.
Las dificultades operacionales de la perforación de pozos y reentradas obligaron a realizar estudios de Geomecánica del área y la adquisición de datos a través de reinterpretación sísmica, Registros Sónicos dipolar, Resonancia Magnética, toma de presiones a hoyo abierto y hoyo entubado, Reevaluación de núcleos y Registros sísmicos VSP. Los resultados de la nueva información demostraron que el éxito operacional vendrá muy ligado a factores como: el peso del lodo utilizado, la inclinación y dirección del hoyo, el envejecimiento del mismo posterior a la última circulación, la explotación irregular de los yacimientos y por supuesto la ausencia de escenarios geológicos por áreas, que apunten a diseños operacionales específicos y enfatizando en los criterios adecuados en la elección del punto de asentamiento de revestidores. En este sentido y después de difíciles experiencias en la campaña de perforación de pozos y reentradas del campo, se ajustaron los puntos de asentamientos de revestidores, se evaluó en detalle los datos de la unidad se mudlogging, se insistió con la importancia de los cambios de conductividad asociados a cambios de presión y se actualizaron los datos del yacimiento.
Palabras clave: sobrepresiones, conductividad, fracturas,
esfuerzos principales.
Introducción
El campo Onado, descubierto en el año 1959, se encuentra al suroeste de la ciudad de Maturín, entre los municipios Maturín y Aguasay (Figura 1). Tiene un área total de 158,9 Km2, de los cuales 105 Km2 corresponden a zona exploratoria, es decir no producidos por pozos de sus tres subcampos, Onado G, M y P (Figura 2). Para Diciembre de 2006 había producido 27,5 MMBls. de petróleo de sus reservas oficiales cuantificadas en 54,1 MMBls. Para la fecha cuenta con 39 pozos de los cuáles 12 tienen reentradas, 10 de ellos con resultados satisfactorios.
El campo Onado a semejanza de la mayoría de los campos en el norte de Monagas, presenta una serie de dificultades básicamente de tipo geológico que arriesgan la perforación de pozos y reentradas. Estas dificultades pueden resumirse en las siguientes: 1.- Secciones con zonas sobrepresurizadas 2.- Secciones con zonas depletadas, 3.- Trayectorias recomendadas cuya dirección no corresponde a la indicada por la geomecánica, 4.- Formaciones naturalmente fracturadas, 5.- Fallas regionales, cada una de ellas amerita una atención especial desde el punto de vista operacional, de lo contrario pueden generar condiciones difíciles que no pocas veces pueden hacer perder el pozo. Esta situación de riesgo se incrementa debido a la ausencia de una base de datos actualizada y de información obtenida con registros de nueva generación.
En este trabajo se explica no solamente la manera en que se confrontó cada una de ellas, con ejemplos que ilustran cada caso, sino también la campaña de reentradas desarrollada en el campo, lo cual redundó en optimización de recursos sin afectar el potencial.
Los criterios aplicados para atacar cada punto vienen dados no solamente por la experiencia que se tiene del área sino también por la toma de información a través de herramientas de nueva generación y por el desarrollo de estudios de geomecánica del campo.
TEORIA
Zonas de presión anómala
Cuando se analiza la geología del subsuelo del campo Onado nos encontramos con la siguiente secuencia formacional, de tope a base: Mesa, Las Piedras, La Pica, Freites, Oficina y Merecure. No se tienen pozos cretácicos en el campo Onado.
La litología y ambientes sedimentarios están ampliamente destacados en la literatura técnica pero un resumen de los mismos se muestra en la Figura 3. Por ser una secuencia predominantemente clástica, cada unidad formacional está caracterizada por la presencia en mayor o menor porcentaje de areniscas de diferente granulometría, blandas y duras, intercaladas con lutitas a veces carbonosas y limonitas grises.
Aunque en la Formación Mesa se suele bajar y cementar un conductor de 20´´ a 600´ para aislar las arenas poco consolidadas de esta unidad, en el resto de las unidades es ampliamente conocido que no es la litología ni los cambios formacionales lo que marca la pauta del diseño del pozo, sino las presiones.
Cuando se observa un grafico de _T Vs. Prof. obtenido en registros sónicos, se observan zonas muy particulares en lo que respecta a los gradientes de presión (Figura 4). Existen zonas sobrepresurizadas que muestran una presión equivalente de hasta 15 lpg., mientras que otras por el contrario por agotamiento del yacimiento, pueden llegar hasta valores de 8.0 lpg. Por medición indirecta con registro sónico y exponente de. Algunas de estas zonas de presiones anómalas incluso irrespetan los limites formacionales, por lo que aunque se lleve un riguroso control geológico por muestras de canal, dicho control no representa una garantía de asegurar los pases en los cambios de presión.
Un ejemplo particular lo observamos en la base de la Formación la Pica y el tope de la Formación Freites (Figura 5). La primera caracterizada por una secuencia de areniscas de grano fino a medio, con algunos cuerpos con espesores de hasta 100’, separadas por cuellos de lutitas grises; la segunda, predominantemente lutita en todo su espesor, comparten presiones altamente anómalas con respecto a su entorno, que la convierten en una de las secciones de mayor riesgo operacional.
Estas presiones anómalas se producen como consecuencia del entrampamiento de agua intraformacional cuyo escape está restringido por barreras de permeabilidad por razones sedimentológicas y estructurales.
Específicamente en el campo Onado esta zona de alta presión no tiene un espesor constante. Sin embargo, la alta densidad de pozos permite realizar una correlación utilizando los valores de alta conductividad asociados a esta zona de alta presión. Este método es muy utilizado en la industria petrolera y en este caso aplica básicamente porque ante la dificultad de tener marcadores litológicos en la zona que es predominantemente lutítica, se recurre a marcadores conductivos. De esta manera se puede tener una referencia cuantitativa antes de entrar a la zona de alta presión. Desde el punto de vista de perforación, para atravesar las zonas de alta presión se procede así: se cambia el lodo sobre la zapata del revestidor anterior colocando la densidad que corresponde al valor estipulado para atravesarla, para el caso de la Formación Freites es 15 lpg. La finalización del tramo al tope de la arena F8, que se encuentra en valores normales de presión de poro, se elige dentro de la zona de transición de la sección sobrepresionada a la de presión normal, evento que ocurre en los 200´ TVD (True Vertical Depth – Profundidad Vertical Verdadera) por encima de la profundidad de la arena F8. En la práctica se toman 100´ TVD por arriba de dicha arena. Alcanzada la profundidad del pozo (casing point) resulta obligatorio bajar un revestidor y aislar esta zona, ya por debajo de esta zona aparecen las zonas de baja presión.
Zonas de baja presión
Las zonas de baja presión se encuentran fundamentalmente en aquellas arenas ya drenadas durante la historia de explotación del campo. En el campo Onado se concentran en las arenas del Complejo superior, medio e inferior de Oficina y las arenas Merecure, es decir, desde la arena F8 hasta la base de U5. Este tramo es considerablemente largo por lo que se suele bajar un revestidor intermedio a nivel de las arenas S3. Esta es una decisión particular de cada equipo de perforación, ya que al bajar este revestidor el tramo faltante carece de diámetro de contingencia.
A diferencia de la zona de alta presión, la perforación con un lodo de densidad superior a la permitida genera un diferencial de presión que puede tener consecuencias irreversibles. De nuevo una escogencia adecuada de las condiciones del lodo es la clave para solventar esta situación. La presión de poro es normal hasta ± 9000´, a partir de allí adquiere un efecto de sobrepresión que puede alcanzar hasta 12,5 lb./gal. Cercano al tope de la arena F8 que el Bloque Onado G suele estar ± 14000´ TVD.
En esta sección Oficina superior está separada de Oficina medio e inferior por un tramo de lutitas de un promedio de 800´ de espesor. Estas lutitas están ligeramente sobrepresionadas y para atravesarlas se necesita una densidad de lodo de 11,7 lpg. Justo por debajo, la Formación Merecure que le sigue, suele presentar fracturas naturales. Para atravesarla es necesario bajar la densidad a 8 lpg. o menos. Así esta sección se divide en dos partes. 1.- Oficina superior, sección lutítica, Arenas R de Oficina medio que se perfora con una densidad de 11,7 lpg. 2.- Resto de Oficina y Merecure que puede perforarse con 8,5 lpg.
Basado en estas zonas con presiones tan particulares, se exige un diseño de revestidores que en la mayoría de los casos es como se muestra en la Figura 6.
Esfuerzos principales
El choque de la placa Suramericana con la placa del Caribe genera un esfuerzo principal cuya dirección promedio es 158° similar a la dirección de los esfuerzos regionales. Este efecto se manifiesta desde la zona del área del Pilar en el estado Anzoátegui hasta el sur de la subcuenca de Maturín. Dichos esfuerzos de alguna manera inciden en la estabilidad de los hoyos durante la perforación, demostrándose en los estudios geomecánicos que lo recomendable son pozos verticales (Figura 7). Las resistencias mecánicas son simplemente referenciales, ya que no se tienen núcleos en esta zona. La dirección de esfuerzos principales es 158°, el régimen de esfuerzos resultantes es normal a transcurrente (Shmin < Sh max _ Sv).
Los paleoesfuerzos que formaron la estructura del campo tenían una dirección similar al actual con ligeras rotaciones a lo largo del tiempo. En el campo Onado se realizó una campaña de perforación de reentradas que tenían doble objetivo, por una parte utilizar los pasivos del campo para optimizar costos y por otra con una inversión mínima, buscar un potencial similar a lo que se podría obtener con la perforación de un pozo completo. Dicha campaña tuvo éxito y para Abril del año 2007 ya se habían perforado doce reentradas, diez de ellas exitosas.
Precisamente por ser reentradas, las direcciones recomendadas no necesariamente coincidían con la dirección de esfuerzos principales, generándose situaciones de riesgo de colapso que produjo diversas pérdidas de hoyos. Estudios geomecánicos demostraron que la manera de controlar este riesgo es a través de tener un peso de lodo que va en relación directa con la profundidad y el ángulo de desviación del pozo. Así los pozos más estables son los verticales y que se debe incrementar la densidad en función del ángulo del pozo. Como ejemplo en el tramo de 13000´ a 15300´ se debe incrementar 0,015 lpg./grado de incremento de desviación. Ver figura 8.
Zonas naturalmente fracturadas.
Otro de los problemas presentes en el campo Onado es la presencia de rocas fracturadas en la Formación Merecure (Figura 9).
Los intensos procesos diagenéticos en las areniscas producto de la combinación de altas profundidades con un medio saturado de cuarzo han generado sobrecrecimiento de los mismos que afectan la calidad de la roca, vale decir sus valores de porosidad y permeabilidad. Dicho proceso de cristalización le dan un carácter frágil a la roca la cual al ser sometida a esfuerzos localizados producen su fracturamiento con los respectivos riesgos operacionales que llevan implícito. Este escenario se complica ya que las megafallas producen fracturas menores que incrementan las condiciones de riesgo.
Uno de los puntos más complicados de atacar es entender las zonas de mayor riesgo basado en la densidad de fracturas y su distribución en el área. Se tienen casos en donde la producción de pozos en la Formación Merecure han sido exitosos, como por ejemplo la reentrada del pozo ONV-75 con una producción inicial de 750 BNPD barriles por día, sin embargo su pozo vecino, el ONV-79, ubicado a escasos 600 metros de distancia y en una posición estructural similar, no ha logrado aportar producción. Surge el interrogante, ¿Está el primero asociado a zonas fracturadas o simplemente se puede explicar por encontrarse este pozo en una roca de calidad superior a su vecino?
Generalmente estas zonas fracturadas de Merecure se perforan utilizando un material obturante que en el caso especifico del campo Onado ha sido hojuelas y esferas de carbonato de calcio combinada de acuerdo a un estudio de laboratorio en función de valores de porosidad estimada de la fractura. Al ser utilizado se tiene la desventaja de que por estar el sistema de lodo saturado del material obturante, difícilmente se pueden evaluar las muestras de canal. Por consiguiente se hace difícil observar algún posible marcador geológico. A pesar de esta desventaja los resultados han sido altamente satisfactorios, es decir en la mayoría de los casos en donde no se ha utilizado se generan pérdidas de circulación que lamentablemente han sido difíciles de controlar trayendo como consecuencia la pérdida del hoyo en reentradas, En aquellos pozos en que se ha tomado la previsión de utilizarlo y aunado a una tasa de perforación controlada de no más de 5 pies por hora, han permitido alcanzar el objetivo propuesto. Vale decir que esta zona de fracturas de formaciones mencionadas se perfora con un lodo de peso menor a 10 lpg.
Megafracturas
A semejanza de la mayoría de los campos en la subcuenca de Maturín, las acumulaciones del campo Onado se encuentran al norte de las megafallas de rumbo promedio noreste y buzamiento hacia el sur. Este es un patrón que se extiende en prácticamente todos los campos al sur del Bloque de Bergantín y el campo Onado no es la excepción. La nueva interpretación símica del campo realizada por VP Consulting (2003) ha permitido un mejor control de la posición de estas mega estructuras y de las fallas secundarias con salto mayor a 100 pies.
Esto ha permitido la optimización de la trayectoria de las reentradas y de los nuevos pozos. En este sentido y recordando que la migración de los hidrocarburos provenían del norte y encontrándose las trampas estructurales ya conformadas, se podría pensar que se simplifica el criterio para la escogencia de las localizaciones. Sin embargo, en los casos específicos de los pozos nuevos a veces las restricciones vienen condicionadas no por la configuración del subsuelo sino por restricciones ambientales en superficie que obligan colocar las localizaciones en sitios que difieren del seleccionado inicialmente y por consiguiente obligatoriamente darle un carácter direccional.
Esta circunstancia amerita que habiéndose desplazado la localización inicial se deba tener un control riguroso de la presencia de estas fallas. Con la sísmica se ha logrado avanzar en este sentido lo cual aunado a la significativa densidad de pozos con respecto al área del campo, hace que las prognosis tengan un alto grado de acierto.
Adicionalmente y tal como se mencionó previamente, entra en juego la diferencia que existe entre esta trayectoria y la dirección de los esfuerzos principales. En aquellos casos en que se navega pseudo paralelo a la dirección de los esfuerzos principales se disminuye la posibilidad del colapso. Por consiguiente lo sano es navegar en una dirección cercana a los 158° de azimut.
Conclusiones
• La dirección de esfuerzos principales es 158°.
• El régimen de esfuerzos es normal – transcurrente.
• La perforación de pozos desviados incrementa el riesgo operacional.
• Lo altamente recomendable es perforar pozos verticales.
• El peso del lodo apropiado resultante es fundamental para perforaciones exitosas.
Recomendaciones:
• No pasar de 14000´ TVD con lodos de peso mayor a 14,0 lpg. Cuando la litología no es completamente lutítica. Ante la duda es preferible correr registros y correlacionar.
• Perforar con pesos de lodo menos de 11,8 lpg. Por debajo de la Arena F8 (Onado G).
• Perforar con pesos de lodo menor a 8,5 lpg. Por debajo de la Arena U1 (Onado G).
• Los riesgos de pérdida y pega diferencial disminuyen con el uso del material obturante.
• Utilizar material obturante al perforar la Formación Merecure.
• Realizar una campaña de toma de datos dándole prioridad a: núcleos, registros de imágenes, resonancia magnética, presiones a hoyo abierto y entubado, registros sónicos y VSP y cáliper de 6 brazos.
Alfredo León*, Maria del Mar Blanco, Rafael Rivas, José Vega, Rubén Rodríguez, Rafael Guzmán, Pedro Schreiterer, Freddy Calatayud, Hector Martini, Miriam Coronado Petronado, Av. Fuerzas Armadas, Casa No. 59, Sector las Avenidas; Maturín, Estado Monagas.
