| Revista: | Ingeniería petrolera |
| Base de datos: | PERIÓDICA |
| Número de sistema: | 000417102 |
| ISSN: | 0185-3899 |
| Autores: | Velázquez Curz, David1 Espinosa Castañeda, Gustavo1 Díaz Viera, Mario Alberto1 Leyte Guerrero, Florentino1 |
| Instituciones: | 1Instituto Mexicano del Petróleo, Ciudad de México. México |
| Año: | 2017 |
| Periodo: | Sep-Oct |
| Volumen: | 57 |
| Número: | 5 |
| Paginación: | 377-388 |
| País: | México |
| Idioma: | Español |
| Tipo de documento: | Artículo |
| Enfoque: | Aplicado, descriptivo |
| Resumen en español | La predicción de la presión de poro es la etapa más importante del diseño de la perforación de pozos. Al respecto se han escrito infinidad de artículos, sin embargo, aún hoy en día, un alto porcentaje de los tiempos no-productivos de la perforación de pozos son imputables a problemas asociados a la presión de poro y a la inestabilidad del pozo. Los malos pronósticos de la presión de poro, generalmente están relacionados con el desconocimiento del origen de la presión de poro para un área en particular, al limitado alcance de los modelos utilizados y a la determinación errónea de los parámetros que componen esos modelos. Este artículo describe una nueva teoría para analizar la presión de poro basada en la compactación normal de los sedimentos y la manera en que éstos divergen cuando la compactación normal se interrumpe. El proceso consiste en generar tendencias de compactación paralelas a la tendencia de compactación normal e interpretar estas tendencias paralelas y las transicionales observadas en los registros de pozo o sísmica, para generar un área divergente, la cual, una vez definida, se puede utilizar cualquier método basado en la teoría de la compactación normal y en registros de pozo para calcular la presión de poro. Pero además, esta teoría permite bajo condiciones específicas, determinar la presión de poro en rocas de yacimiento que no siguen la teoría de la compactación, como los carbonatos o arenas. Asimismo, se muestra un caso de estudio que soportan los resultados de la teoría propuesta |
| Resumen en inglés | The pore pressure prediction is the most important process in the design of drilling wells. Much has been written on the topic; however, even today a high percentage of non-productive time in drilling activities is related to pore pressure and wellbore instability problems. Misleading predictions of pore pressure are linked to: misunderstandings of pore pressure origins, the limited scope of pore pressure models based on well logs and to miscalculations of the key parameters of pore pressure models. This paper depicts a new theory to analyze pore pressure based on both, the normal compaction of sediments and how the normal behavior diverges when it is interrupted. The process consists of generating compaction tendencies parallel to the normal compaction trend, and interpreting the parallel and transitional trends observed in the well or seismic logs, to generate a divergent area. When the divergent area is defined, the pore pressure calculation can be done using any method based on normal compaction theory and well logs data. In addition, this theory allows, under specific conditions, to determine pore pressure in reservoir rocks that do not follow compaction theory, such as carbonates or sands. Finally, a case of study is presented to support the results of theory |
| Disciplinas: | Ingeniería |
| Palabras clave: | Ingeniería petrolera, Perforación de pozos, Presión de poros, Geopresiones, Sobrepresión, Geomecánica |
| Keyword: | Petroleum engineering, Wells drilling, Pore pressure, Geopressures, Overpressure, Geomechanics |
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