LA PRESIÓN DE PORO EN LA PERFORACIÓN DE POZOS.

La determinación precisa de la presión de poro se ha estado estudiando por más de 50 años, sin embargo, en la actualidad un alto porcentaje de los tiempos no productivos de la perforación de pozos están relacionados con problemas de presión de poro e inestabilidad de agujero (Hamid et al. 2016; Ong et al. 2015; York et al. 2009).  

Swarbrick y Osborne (1998) clasificaron los mecanismos que generan presiones de poro anormales en tres tipos: 

Presión de poro tipo 1: Por esfuerzos en la roca 

• Desequilibrio en la compactación (Esfuerzo vertical) 

• Actividad tectónica (Esfuerzo horizontal) 
  

Presión de poro tipo 2: Por incremento del volumen de fluido 

• Expansión de agua debido al incremento de temperatura 

• Generación de hidrocarburos 

• Liberación de agua debido a fenómenos de diagénesis 
  

Presión de poro tipo 3: Por movimiento de fluidos y flotación 

• Fenómenos osmóticos 

• Nivel piezométrico del fluido (columna hidráulica) 

• Flotación debida al contraste de densidades
  

Estos diferentes mecanismos, tienen que tomarse en cuenta al realizar la estimación de la presión de poro, para obtener una ventana operativa más precisa. La Figura 1 muestra una gráfica del gradiente de presión contra profundidad, donde se muestra cómo otros mecanismos pueden generar una presión de poro superior a  la originada exclusivamente por el desequilibrio en la compactación. 

Figura 1. Presión de poro debida a una combinación de varios mecanismos que la originan

Los modelos de predicción basados en registros de pozo o sísmica se diseñaron principalmente para calcular la presión de poro asociada al desequilibrio en la compactación (Hottmann y Johnson, 1965; Eaton, 1975; Bowers, 1995; Zhang, 2011). Estos modelos se basan en la teoría de compactación de arcillas propuesta por Terzaghi y Peck (1948), ya que en lutitas es más fácil observar y modelar los efectos de la compactación. Sin embargo, las rocas yacimiento, como los carbonatos y arenas, no se comportan de la misma manera que las lutitas, lo que limita la precisión de estos modelos. Green et al. (2016) señalaron que, en los carbonatos, la pérdida de porosidad no depende solo del esfuerzo efectivo, sino también de factores como las condiciones de depósito, la diagénesis y la disolución. Por ello, los modelos diseñados para arcillas, como el de Eaton (1975), suelen subestimar la presión de poro en estas rocas, como se observa en la Figura 2. 

Figura 2. Bajo predicción de la presión de poro en un yacimiento de areniscas de edad Eoceno.