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Identificación y Remoción del Daño Geomecánico y por Invasión de Sólidos en

Yacimiento de Areniscas

Hernández, O., Heron, J., Zuluaga P., Universidad Nacional de Colombia, Medellín, Colombia.

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ARTÍCULO BASE: Integrating Drilling and Geomechanical Damage in Sandstone Reservoirs:

Identification, Quantification and Removal

Resumen

A través del tiempo, la industria petrolera fue investigando y profundizando en la identificación,

cuantificación y métodos de remoción del daño de formación, específicamente el daño ocasionado por

perforación y completamiento (filtrado e invasión de sólidos). Del mismo modo, se ha ahondado en el

reconocimiento de otros tipos de daños de formación como migración de finos, depositación de

asfaltenos y parafinas, cambio de humectabilidad, entre otros. No obstante, el daño geomecánico

ocasionado por los esfuerzos ha sido poco estudiado y sólo en la actualidad se está intentado identificar

y cuantificar mediante aproximaciones teóricas de cálculo de propiedades combinado con análisis de

propiedades geomecánicas del yacimiento. Este informe presenta una contextualización de los métodos

usados para identificar, cuantificar y remover el daño, usando procedimientos tanto experimentales

como teóricos enfatizados en el daño geomecánico.

Palabras claves: daño, esfuerzo, permeabilidad, Invasión de sólidos, deformación.

Abstract

Over time, the oil industry was investigating and deepening in the identification, quantification and

removal methods of formation damage, specifically the damage caused by drilling and completion

(filtering and invasion of solids). Similarly, it has been deepened in the recognition of other types of

damage training as migration of fines, deposition of asphaltenes and paraffins, change of wettability,

among others. However, the damage caused by the geomechanical efforts has been little studied and

only now we are trying to identify and quantify through theoretical approaches for calculating

properties combined with analysis of geotechnical properties of the reservoir. This report presents a

contextualization of the methods used to identify, quantify, and remove the damage, using procedures

both experimental and theoretical emphases in the geomechanical damage.

Key words: damage, stress, permeability, solids, deformation

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1. Introducción

El trabajo se va a desarrollar bajo modelos

propuestos encontrados en la literatura para

identificación, cuantificación y remoción del

daño en la formación, ocasionado

principalmente por la perforación. Dentro de

estos daños se mencionan datos por efectos

mecánicos y por filtración de lodos.

La identificación y cuantificación del daño se da

desde el análisis e interpretación de la invasión

2

de sólidos en la formación, donde desde la

relación de la permeabilidad de la zona dañada

y la permeabilidad original de la formación se

obtiene un valor para el daño de la zona en

cuestión [1].

En cuanto al daño geomecánico, el cual es

generado por el cambio en el estado de

esfuerzo de la roca, este se manifiesta en el

cambio de las propiedades petrofísicas del

mismo que alteran la roca en los alrededores

del pozo generando la ya mencionada zona de

daño. La cuantificación del daño geomecánico

está íntimamente relacionado con la

comprensión del comportamiento de la

permeabilidad [1].

Según [2], el cambio de la permeabilidad puede

ocurrir por dos razones principalmente, la

primera ocurre por invasión de fluido de

perforación a la formación y la segunda por

cambio en el estado de esfuerzos de la roca que

causa una compresión que finalmente se

traduce en reducción de la permeabilidad,

dependiendo directamente de la permeabilidad

original de la roca en términos de si es baja o

alta.

Finalmente, analizando el aspecto de remoción

de daño se deber tener en cuenta primero que

todo la cauda de daño dependiendo del tipo de

formación que se tenga, es decir, para rocas de

baja permeabilidad el daño que debe ser

removido es el ocasionado por la invasión de

sólidos. En cambio, cuando las formaciones son

de alta permeabilidad, se debe remover el daño

causado por el cambio en el estado de

esfuerzos de la roca. Teniendo en cuenta lo

anterior, la remoción del daño está

íntimamente ligada con la diferencia de presión

en la cara del pozo, de la velocidad del fluido y

del estado de esfuerzos actual de la roca [1].

Las investigaciones desarrolladas y por

desarrollar están enfocada en la identificación y

localización de las zonas de daño y cuáles de

estas puedes ser restauradas en cuanto a su

productividad. Lo anterior considera la

estimación de la caída de presión necesaria

para que este daño (por ejemplo para remover

los sólidos filtrados) logre ser removido [1].

2. Clasificación de las causas del daño

2.1. Identificación y cuantificación de la

invasión de sólidos

Invasión de sólidos.

La invasión de partículas sólidas en la formación

ha sido reconocida en los últimos años y es un

factor considerable de daño de formación. La

intrusión y la depositación de estas partículas

móviles llevan a bloquear la garganta de poro y

consecuentemente induce una reducción en la

permeabilidad. Para que las partículas sólidas

del fluido de perforación entren a la formación

el tamaño debe ser más pequeño que la

entrada de poro. la invasión de sólidos no es

considerado un problema serio y normalmente

la profundidad de invasión es de algunos

milímetros a pocos centímetros.

La invasión de partículas del fluido de

perforación y su capacidad para obstruir

gargantas de poros y sellar los posibles canales

de flujo dependerá de la cantidad de partículas

sólidas del lodo, de su distribución de tamaño,

de la distribución de tamaño de poro de la zona

invadida y del diferencial de presión de pozo y

formación [3].

Una forma de determinar el daño causado por

la filtración de partículas sólidas se usa

preferiblemente métodos experimentales,

especialmente existe el propuesto en [4] , en

ese caso, básicamente se tomaron núcleos de

3

arenisca los cuales fueron saturados con

solución salina al 3 % y luego desaturados con

aceite (42 API queroseno filtrado), además se

usaron 3 tipos de fluidos de perforación, 2 tipos

de lodo base agua arcilla, 2 tipos de lodo base

aceite y un tipo emulsión y en general lo que se

hizo fue poner a circular el fluido de perforación

con dos métodos, el primero solo pasándolo el

segundo pasándolo y raspando el mudcake.

Posterior mente se hizo un reflujo en dirección

contraria a la de invasión con aceite

manteniendo la presión constante para evitar la

imbibición o la producción de emulsión, y así

obtener la máxima curva de recobro, el daño

fue determinado como la proporción de la

máxima permeabilidad obtenida luego de

reflujo y la permeabilidad original. De este

trabajo se concluyó que la invasión de sólidos

origina una reducción en la permeabilidad cuyo

grado aumenta con el tiempo de exposición de

la formación con el fluido de perforación y

también depende del tipo de fluido de

perforación usado.

2.2. Identificación y cuantificación del daño

geomecánico

El daño geomecánico es inducido por cambios

en el estado de esfuerzos que repercuten en

cambios en las propiedades petrofísicas de la

roca, específicamente afectando la porosidad y

la permeabilidad. Estas modificaciones

producen una alteración en el yacimiento, que

toma un comportamiento plástico. Para

determinar el daño geomecánico, es clave

entender su relación con la permeabilidad,

como se muestra en la ecuación del daño

propuesto por Hawkins:

𝑆 = [𝑘𝑜 − 𝑘𝑑

𝑘𝑑] ln [

𝑟𝑝

𝑟𝑤] (1)

Donde, k0 es la permeabilidad original de la

formación, kd es la permeabilidad de la zona de

daño, rp es el radio de esta zona de daño

mencionada y rw es le radio del pozo.

Adicionalmente, debe tenerse en cuenta la

relación entre la permeabilidad y las fases

presentes. Los cambios en las permeabilidades

de areniscas con una sola fase ya han sido

estudiados desde el inicio de la industria por [5]

y [6] donde se concluyó que al incrementar el

esfuerzo efectivo se presentaba una reducción

de permeabilidad.

2.2.1. Experimentos con una sola fase de fluido

Los experimentos bajo los cuales se realizó este

estudio de relación de la permeabilidad con los

esfuerzo en función de una sola fase fluido son

simples y constan generalmente de un corazón

de arenisca limpia y seca de un diámetro

aproximado de 3 pulgadas [5] que fue puesta

dentro de una chaqueta de cobre dónde se

aplicó la presión de sobrecarga a partir de una

bomba hidráulica alcanzando presiones de

aproximadamente 15000 psi. La permeabilidad

del núcleo fue medida con un permeámetro de

gas, nitrógeno según [5], con presiones del gas

dentro del núcleo de hasta 16 psia [5]. El

esquema del equipo utilizado se presenta en la

siguiente figura.

Figura 1. Esquema del montaje para realización dela prueba de reducción de la permeabilidad con la

sobrepresión.

4

Los resultados que se obtuvieron en este

experimento dejan como evidencia que la

permeabilidad efectiva de las areniscas

disminuyó con el aumento de la presión de

sobrecarga. El principal cambio, según [5], se

dio entre el rango de presión de sobrecarga

entre 0 y 3000 psia obteniéndose

permeabilidades entre el 59 y 89% de la

permeabilidad inicial, es decir, sin aplicar la

sobrecarga, donde estaba entre 4.35 y 632 md.

Los resultados sn presentado en la siguiente

figura y puede verse como la permeabilidad de

todos los núcles disminuye con el aumento dela

sobrecarga hasya un valor casi constante para

altas sobrepresiones.

Figura 2. Cambios de la permeabilidad con la presión de sobrecarga. Fuente: [5].

En la figura anterior se puede apreciar que

aunque el cambio de permeabilidad depende

del tipo de núcleo y la respuesta es diferente

para cada tipo de roca en general se tiene la

disminución de la permeabilidad hasta un valor

casi contante con los cambios de presión de

sobrecarga.

Otro experimento fue realizado en dos

muestras homogéneas de areniscas con cuarzo

las cuales presentan porosidades de 20.2 y 8.7%

y permeabilidades de 45 md y menos de 1 md

para la otra muestra [6]. Cada una de las

muestras de arenisca contenía alrededor de 5%

de minerales arcillosos, principalmente kaolinita

y clorita. Las muestras tienen dimensiones de 2

in de diámetro y 5 in de longitud. Las muestras

fueron saturadas con una solución de NaCl de

concentración 3N [6]. Las presiones bajo las

cuales se realizaron los experimentos variaron

desde 0 hasta 20000 psia [6]. Principalmente la

presión de sobrecarga afectó propiedades como

la compresibilidad de la roca, la permeabilidad y

la porosidad principalmente.

En cuanto a la compresibilidad se tiene que la

ecuación que usaron para su determinación se

muestra a continuación y los resultados

obtenidos a medida que va cambiando la

presión son presentados en la siguiente figura.

𝐶𝑝 =1

𝑑𝑃∗

𝑑𝑉𝑝

𝑉𝑝 (2)

Figura 3. Resultados de los cambios de compresibilidad con la presión de sobrecarga. Fuente:[6].

En general se puede observar como la

compresibilidad de roca disminuye a medida

que se aumenta la presión de sobrecarga. En lo

correspondiente a las 2 muestras propuestas

inicialmente, se tiene que la que presenta la

mayor porosidad y mayor permeabilidad

(Torpedo), inicialmente presentaba una menor

compresibilidad y fue disminuyendo con menor

pendiente que la otra muestra, a medida que

5

iba aumentando la presión de sobrecarga hasta

el valor de presión máximo, el comportamiento

observado es que la relación de la

compresibilidad con el logaritmo de la presión

se puede asemejar a una línea recta desde la

presión mínima hasta una presión máxima que

oscila entre los 25000 y 30000 psi.

Con los resultados anteriores se puede tener

una expresión, en forma de línea recta, de la

compresibilidad en función de la presión de

sobrecarga donde se presentan parámetros

como la compresibilidad máxima y las presiones

máximas y mínimas encontradas en la gráfico.

Al combinar está expresión con la ecuación de

la compresibilidad de la formación, teniendo en

cuenta la porosidad, se tiene una expresión

como la mostrada a continuación.

𝐶𝑏 = 𝜙 ∗𝐶𝑝

𝑚𝑎𝑥

log𝑃𝑚𝑎𝑥𝑃𝑚𝑖𝑛

log𝑃𝑚𝑎𝑥

𝑃+ (1 − 𝜙) ∗ 𝐶𝑟 (3)

De los resultados de los cambios de

compresibilidad con la presión de sobrecarga se

tienen la mayoría de los valores de la ecuación

anterior, aunque hace falta determinar la

porosidad ya que esta también cambia con el

aumento de la presión de sobrecarga. En la

siguiente figura se observa cómo cambia la

porosidad con la presión de sobrecarga, se debe

tener en cuenta que la porosidad se expresa

como el cambio de la misma con respecto a la

porosidad de la roca bajo presión de sobrecarga

cero.

De la figura 4 se puede observar como la

porosidad efectivamente disminuye con el

aumento dela presión de sobrecarga hasta una

presión máxima. Cabe resaltar que entre mayor

sea la porosidad inicial menor efecto de la

presión de sobrecarga va a evidenciar. Del

mismo modo, entre mayor compresibilidad

máxima menor es la porosidad inicial y a lo

largo de la respuesta de esta con la presión.

Figura 4. Cambio de la porosidad con la presión de sobrecarga para las dos muestras de areniscas.

Fuente:[6].

Los cambios de porosidad están en función de

los cambios en el volumen de poro y los

cambios relativos de los volúmenes de la

formación, si se desprecia la compresibilidad de

la matriz de roca, se llega, luego de la

integración y el manejo matemático, a una

expresión en función de la compresibilidad de

poro máxima alcanzada como se puede ver en

la siguiente ecuación.

Δ𝜙

𝜙= 1 −

1 − 𝐶𝑝𝑚𝑎𝑥 𝐹(𝑃)

1 − 𝜙𝐶𝑝𝑚𝑎𝑥 𝐹(𝑃)

(4)

Donde,

𝐹(𝑃) = 𝑃𝑚𝑖𝑛 +𝑃

log𝑃𝑚𝑎𝑥

𝑃𝑚𝑖𝑛

[log𝑃𝑚𝑎𝑥

𝑃+ 0.434

−𝑃𝑚𝑖𝑛

𝑃(log

𝑃𝑚𝑎𝑥

𝑃𝑚𝑖𝑛

+ 0.434)] (5)

Otras de las propiedades importantes a tener

en cuenta para la cuantificación del daño

geomecánico es la densidad de la formación y la

resistividad. La primera tiene que ver con los

cambios en el volumen de poro y cambios de

densidad de los granos de la roca de la matriz,

este último se considera despreciable con

6

respecto a los valores de la compresibilidad de

poro y finalmente la densidad es solo función

de la compresibilidad de poro [6]. En cuando a

la resistividad de la roca se tiene que presentar

cambios con respecto aumenta la presión de

sobrecarga y se presentan resultados para los

dos tipos de areniscas descritas en [6]. Además

se realizaron los experimentos con dos tipos de

saturaciones para cada muestra de roca, la

primera 100% saturada de agua y la segunda

con saturación irreducible de agua.

Figura 5. Cambios de la resistividad de formación con respecto a la presión de sobrecarga. Fuente:[6].

Se puede observar que para la muestra con alta

permeabilidad y porosidad (Torpedo) se

presenta una baja resistividad ya que el agua

contenida en los poros es altamente

conductiva. Además se observa como no se

aprecian cambios de resistividad entre la

muestra con saturación 100% y con saturación

irreducible, se cree que es debido a que los

cambios de porosidad se dan por

estrechamiento de los poros más pequeños

donde solamente hay agua inmóvil y esta no

ase afecta por los cambios de saturación [6]. Los

cálculos de la resistividad de la formación se

hacen en función de F, denominado factor de

formación, el cual depende de la porosidad, el

contenido de arcilla de la formación y la presión

de sobrecarga que se esté aplicando. La

respuesta y desarrollo para la determinación de

resistividad a partir de este factor puede ser

consultada en [6].

Finalmente, y como principal factor e indicador

de daño de la formación se tiene la respuesta

de la permeabilidad en las dos muestra de

areniscas descritas en [6], en función de los

cambios en la presión de sobrecarga. Se dice

que los cambios en la permeabilidad de las

rocas de areniscas dependen principalmente de

la contracción de los canales porosos.

Se tiene que la permeabilidad puede ser

expresada en función del radio de los canales

porosos (ri) y el número de poroso presentes en

la formación. Además se tiene que para un

cambio determinado de presión de sobrecarga

se producen cambios relativos en la

permeabilidad de la formación. Combinando las

dos ecuaciones que describen lo mencionado

anteriormente se tiene una expresión como la

siguiente en función de todo lo sugerido.

𝐾 − 𝑑𝐾

𝐾=

(𝜙 − 𝑑𝜙)2

𝜙2[1 − 2 (

𝑑𝑟𝑖

𝑟𝑖)

𝑎𝑣𝑔

+ (𝑑𝑟𝑖

𝑟𝑖)

𝑎𝑣𝑔

2

] (6)

Teniendo en cuenta que el cambio de la

porosidad se puede escribir en función de la

compresibilidad de poro y el cambio de la

presión y teniendo nuevamente en cuenta la

función F(P), el cambio en compresibilidad se

puede escribir como se presenta en la siguiente

ecuación.

Δ𝐾

𝐾= 2(1 + 𝛾) ∗ 𝐶𝑝

𝑚𝑎𝑥 ∗ 𝐹(𝑃) (7)

Donde ϒ es dependiente de la distribución de

tamaño de poro y la compresibilidad del mismo.

Este parámetro puede ser 1/3 cuando se tiene

una alta compresibilidad de poro y una

uniforme distribución de tamaño de poro. En la

7

siguiente figura se muestran los cambios en los

valores del parámetro descrito en función de la

compresibilidad de poro para areniscas con una

mala distribución de tamaño de poro.

Figura 6. Cambios del parámetro ϒ en función de la compresibilidad de poro para arenas con mala distribución de tamaño de poro. Fuente: [6].

Teniendo en cuenta el parámetro descrito

anteriormente se tiene que la permeabilidad de

la formación disminuye en función del aumento

en la presión de sobrecarga. Este efecto se ve

más marcado cuando se trata de rocas con

compresibilidades de poro máxima mayores. E

la siguiente figura se presenta los resultado de

los valores calculados con la ecuación y

comparados con valores experimentales

presentados en otros trabajos.

En la figura 7 se puede observar como los

mayores cambios de permeabilidad cuándo la

presión de sobrecarga es baja y a medida que

aumente, el cambio en la permeabilidad se va

haciendo constante.

En los trabajos descritos anteriormente se

presenta la cuantificación del daño en función

de la presión de sobre carga para núcleos

saturados con una sola fase de fluido donde

solo se tienen en cuenta factores relacionados

con la respuesta de las propiedades en función

de la respuesta ante la presión de sobrecarga, a

continuación se presenta la inclusión de más

fases en los núcleos y la influencia que tiene

esta en la cuantificación en interpretación del

daño presentado por efecto del cambio en los

estados de esfuerzo de la roca.

Figura 7. Cambios de la permeabilidad en función de la presión de sobre carga para diferentes valores de

compresibilidad máxima. Fuente: [6].

Las muestras usadas en el análisis para la

permeabilidad de dos fases fueron areniscas de

38mm de diámetro y una longitud de 76 mm,

saturación de 5% de NaCl y porosidad de 22.2%

[7]. Además las muestras presentaban una

permeabilidad a una sola fase de 362 mD. Se

determinó la composición de las muestras

mediante análisis SEM y presentó 75% de

cuarzo y 15% de feldespato demás de varios

fragmentos de roca, el cemento encontrado de

se trata de arcillas y hematita [7]. Se determinó

de la misma manera la humectabilidad y resultó

en un valor de 0.91 lo que refleja que las

muestras son altamente humectable al agua.

En cuento al desarrollo experimental, en [7] se

presenta el procedimiento para la

cuantificación de la permeabilidad de dos fases

en las muestras descritas anteriormente. El

experimento empezó con la aplicación de una

esfuerzo hidrostático, donde los tres esfuerzos

tienen la misma dimensión y se fue aplicando

un esfuerzo diferencial en la muestra a

8

velocidad constante que hizo que el esfuerzos

principal fuera incrementando a medida que la

roca iba fallando.

Los experimentos se realizaron para dos

esfuerzos hidrostáticos iniciales, de 3000 y 8000

psi y para cada uno se realizaron 3 tipos de

experimentos. Primero se determinó la

permeabilidad de una sola de fase de muestras

saturadas con salmuera en un 100%. Otras

muestras fueron inicialmente saturadas con

salmuera y luego dejadas en saturación

irreducible de agua usando petróleo y se

determinó la ko (Sw). el tercer tipo de

experimento realizado se trata de muestra

saturadas con petróleo y llevada a saturación

irreducible de aceite desplazando la primera

fase con agua y midiendo, para este caso,

kw(So). la saturación de fluidos en la muestra fue

determinado usando un separador y los

volúmenes de cada uno fue determinado

usando un telescopio de escala digital para

determinar los cambios en el nivel del menisco

conde se tenían en contacto las dos fases. Las

permeabilidades fueron determinadas,

dependiendo de cual fuera el caso, por bombeo

de agua o petróleo a flujo contante a través de

la muestra y midiendo los cambien de presión.

Todo lo anterior se ve esquematizado en la

siguiente figura donde se muestra el montaje

usado para el experimento en cuestión.

Los resultados de los experimentos fueron

interpretados a partir de las curvas de esfuerzo

deformación y de deformación volumétrica

esfuerzo. En la figura 9 se presentas las curvas

descritas anteriormente para las dos presiones

de confinamiento mencionadas.

Figura 8. Esquema del montaje para el experimento realizado. Fuente: [7].

Figura 9. Cambios de las curva de esfuerzo - deformación para las dos presiones de confinamiento. Fuente: [7].

En la figura se puede ver como la curva esfuerzo

deformación presenta valores lineales hasta un

punto donde quiebra y se empieza a alejar de la

linealidad. Asimismo, este punto donde se aleja

de la linealidad se ve evidenciado también en

las curvas de deformación volumétrica donde se

empiezan a alejar de una relación de Poisson

contante de 0.2. Cuando se llega al esfuerzo

máximo, se presenta el pico, la muestra falla y

9

cae para seguir luego con un comportamiento

casi constante. En el momento en el que esto

ocurre, la respuesta de la curva deformación

volumétrica, presenta un mínimo y luego

empieza a aumentar, en el caso del

experimento a 3000 psi mostrando como el

volumen de la muestra aumenta hasta un valor

contante. El comportamiento anterior es

representativo de materiales frágiles [7].

Para el caso de las curvas correspondientes a la

presión hidrostática de 8000 psi, la curva

esfuerzo deformación es similar a la presentada

para el experimento de 3000 psi, la diferencia

radica en que al tener una mayor presión de

sobre carga, resiste mayores deformaciones

antes de que pueda fallar. En cuento a la

deformación volumétrica se tiene la principal

diferencia y es que aunque la curva se aleja

también de la relacion de Poisson de 0.2, no

aumenta su volumen, decir, la roca permanece

compacta y reduciendo su volumen a medida

que el porcentaje de deformación va

aumentando. Lo anterior es explicado debido a

que la altas presiones de confinamiento hacen

que las microfracturas no se dilaten y por ende

el volumen no tienda a aumenta, lo que no

ocurria con presiones de 3000 psi, donde las

microfracturas en las areniscas llegabana

dilatarse [7]. El comportamiento presentado

para las muestra con 8000 psi es característico

de la zona de transición entre frágil y

cataclástica, es decir, donde los materiales

frágiles ya se ha roto.

A continuación se presenta los resultados de la

permeabilidad de las muestras tanto para

aquellas que tenían un solo fluido como las que

tenían saturación irreducible de agua y de

aceite.

Figura 10. Respuesta de la permeabilidad con la deformación para muestras saturadas con agua.

Fuente:[7].

Figura 11. Respuesta de la permeabilidad con la deformación para muestra con saturación irreducible de

agua. Fuente: [7].

En cuento a la permeabilidad, para los

experimentos de una sola fase hubo una

disminución rápida con la deformación

inicialmente, una vez la muestra falló la

permeabilidad siguió reduciéndose pero mas

lentamente. Para las muestras con saturación

irreducible de agua también hubo una

disminución inicial de la permeabilidad rápida

que disminuyó a medida que la deformación iba

aumentando y se recuperó justo antes que la

roca fallara. Una vez falló la velocidad de

disminución bajó luego de una rápida caída.

10

Figura 12. Respuesta de la permeabilidad con la deformación para muestra con saturación irreducible de

petróleo. Fuente: [7].

Figura 13. Respuesta de la permeabilidad para las tres muestras ante la deformación para una presión de

sobrecarga de 8000 psi. Fuente: [7].

Comportamiento similar muestran los

experimentos realizados para las muestras con

saturación irreducible de petróleo. Cabe

destacar que lo anteriormente dicho es para los

experimentos realizados con presiones de

confinamiento de 3000 psi.

Para el casi de las presiones de confinamiento

de 8000 psi, en la figura anterior se muestran

los resultados de la permeabilidad para cada

uno de los casos de las muestras de diferentes

configuraciones de fluidos. En general las curvas

tiene el mismo comportamiento

independientemente de la configuración de

fluido que tengan y esto lleva a pensar que el

tipo de fluido no tiene efecto alguno en los

cambios de permeabilidad con la deformación

antes de que la roca falle. Una vez se presenta

la falla del material, las curvas presentan

diferencias apreciables, sobre todo las ruvas de

saturación irreducible de agua que presentan,

luego de la falla una disminución en la velocidad

de reducción de la permeabilidad para luego

tener un caída abrupta y la posterior

recuperación de la velocidad de caída de

permeabilidad.

La diferencia que presentan las curvas de

saturación irreducible de agua con respecto a

las de una sola fase y saturación irreducible de

aceite se debe principalmente a la

humectabilidad de la roca y a las fuerzas

capilares [7].

Luego de estudiado todo este efecto de los

esfuerzos sobre la deformación se tiene que se

pueden llevar a una relación para determinar le

daño ocasionado alrededor del pozo, en la

denominada zona de daño de formación. En [7]

se presenta una forma de determinar el radio

de la zona de daño para ser posteriormente

usado en la ecuación (1) donde se determina,

por medio de la ecuación Hawkins, el daño

geomecánico asociado al cambio en los estados

de esfuerzo del pozo siempre y cuando esta

permeabilidad de la zona de daño sea asociada

y calculada en relación al cambio de los estados

de esfuerzos del pozo, es decir, en función de la

deformación y los esfuerzos localizados en la

zona.

La ecuación para determinar el radio de la zona

de daño se presenta en función del USC y del

radio del pozo, asi como de los valores

permeabilidad inicial, de resistencia a fallar con

presiones de confinamiento iguales a cero (p’) y

11

la presión de soporte del pozo (pa). A

continuación se presenta dicha ecuación.

𝑟𝑎 = 𝑟0 (2𝜎𝐻 − 𝑈𝐶𝑆 + 𝑝′(𝑘 + 1)

(𝑝𝑎 + 𝑝′)(𝑘 + 1))

1𝑘−1

(8)

3. Remoción de daño

Para remover el daño generado, sea por

perforación o geomecánico, es necesario

identificarlo y cuantificarlo adecuadamente,

pues si se realiza cualquier operación sin ser

correctamente identificados se podría incurrir a

agravar el daño hasta uno llegar a uno

irreparable.

En cuanto al daño por perforación, en [8] se

muestra una nueva tecnología donde se

introduce un fluido inteligente sensible al pH,

que reacciona con el carbonato presente en las

areniscas produciendo alta viscosidad. Esto

permitirá que se desvíe el fluido de la sección

con baja permeabilidad a la de alta

permeabilidad y se aumente en 2 la relación

Kfinal/Kinicial en secciones horizontales por

ejemplo. Aunque la estimulación es eficiente en

cuanto a remoción de daño por perforación y

completamiento, no remueve el daño

geomecánico.

Por otro lado, para remover el daño

geomecánico debe tenerse en cuenta la presión

drawdown aplicada, la tasa de flujo y la

resistencia de la roca. Este procedimiento

necesita la aplicación de la máxima presión

diferencial para movilizar el material resultante

de la falla presente en el medio poroso

mediante la producción (flujo), logrando que

finalmente se superen y remuevan las fuerzas

de cohesión de la arena. Este caso se muestra

en arenas fuertes, mientras que en arenas

débiles al incrementarse la tasa de flujo se

inducen esfuerzos efectivos tangenciales que se

concentran en la cara del hueco abierto o en las

perforaciones. Si estos esfuerzos inducidos

sobrepasan los esfuerzos in situ se producirá

una falla de donde se producirá la arena.

Problemas típicos asociados a la producción de

arena son la inestabilidad del hueco,

requerimiento de equipo e superficie, colapso

del casing (particularmente al inicio de la

producción), aumento de costos, problemas

ambientales por disposición de la arena [9].

En el siguiente gráfico se presentan valores

experimentales de las tasas de flujo críticas para

evitar la producción de arena en yacimientos de

Arabia Saudi. Los métodos teóricos usados se

presentan en el apéndice A, y pueden

extrapolarse a otros yacimientos, permitiendo

identificar los mecanismos de falla presentes y

predecir la producción de arena.

Figura 14. Predicción de las tasas de producción críticas para diferentes ángulos de inclinación en yacimientos de

Arabia Saudi.

4. Conclusiones

La invasión de partículas sólidas es un

mecanismo de daño que tiende a ignorarse por

su baja penetración, pero que en definitiva está

presente y ocasiona una reducción en la

permeabilidad que puede ser considerable, y

12

siempre hay que conocer su magnitud para

evitar inconvenientes, sobre todo si se usan

aditivos de grano fino para perforar

formaciones con un tamaño de garganta de

poro donde estos se puedan transportar y

precipitar.

En cuanto a la cuantificación de daño son

muchos los experimentos que se han planteado

para la determinación del efecto de los

esfuerzos en las principales propiedades de los

yacimientos, principalmente en la

permeabilidad y su relación con la

determinación de un valor numérico para el

daño. Se tiene que la permeabilidad, en

general, disminuye en función del aumento de

la deformación de la roca por efecto de los

esfuerzos de confinamiento, sin importar la

configuración de fluidos que se tenga en el

medio.

Los procedimientos que se realizar

experimentalmente tiene calcular las

propiedades una por una en función de lso

esfuerzos aplicados a la muestra, y cada una de

estas propiedades va ayudando a la

determinación de la siguiente facilitando el uso

de correlaciones conocidas y llegando

finalmente a la determinación de la

permeabilidad en la zona de daño, la cual es

asociada o relacionada con el daño

geomecánico.

La caracterización geomecánica de yacimientos

es de gran utilidad para la identificación,

cuantificación y remoción del daño,

específicamente el daño geomecánico.

Para remover el daño geomecánico es

importante determinar la presión drawdown

crítica para remover los sólidos generado por

fallas y evitar la producción de arena

5. Referencias

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