MÉTODO Y SISTEMA PARA PRODUCCIÓN DE PRESIÓN DE PORO REFERENCIA A SOLICITUDES RELACIONADAS Esta solicitud reclama la prioridad de la Solicitud de Patente Provisional de EUA No. 60/836,099 titulada "Método, Aparato y sistema para Predicción de Presión de Poro de Temperatura y Esfuerzo Vertical", presentada el 7 de agosto de 2006, a nombre de Colín Michael Sayers y Lennart David de Boer, los contenidos completos de la cual se incorporan en la presente por referencia, y Solicitud de Patente de EUA No Provisional No. 11/834,554, titulada"Método y Sistema para Predicción de Presión de Poro" , presentada el 6 de agosto de 2007, a nombe de Colinh Sayers y Lennert David den Boer . ANTECEDENTES Un cálculo preciso de presión de poro de torsión es un reque3rimieto clave para la perforación segura y económica en sedimientos de presión excesiva. Los métodos convencionales para predecir presiones de poro antes de la perforación se basan en el uso de velocidades sísmicas junto con una granformación de velocidad a presión de poro, calibrada para desviar los datos de pozo (Ver, v.gr., Sayers, C.M., Johnson, G.M. y Denyer, G . , 2002, "Pre-drill Pore Pressure Preiction >Using Seismic Data", Geophysics, 67 pág
1286-1292) . Sin embargo estos métodos dependen de la disponibilidad de velocidades sísmicas previasa perforación precisas . ün cálculo previo a perforación de presiones de poro de formación se puede calcular ya sea usando pozos desviados directamente, o usando estos para determinar la transformación de velocidad a presión de poro, y luego aplicando esta transformación en velocidades sísmicas en la ubicación de pozo propuesta, . Los ejemplos de dichas transformaciones incluyen el método de Eaton, que se describe en "The Equation of Geopressure Prediction from Lwell Logs" SPE 5544 (Society of Petroleum Engineers of AIME, 1975), y aquella de Bowe4rs,q ue se describe en "Pore Prtess.ure estimation form belocidity data: Accounting for pore-pressure mecanisms resides under compaction", SPE drilling and Completio (junio de 995), pág. 89-95. Estas predeiciones se pueden actualizar mientras que se perrfora el pozo, usando Mediciones Mientras que se Perfora ( MWD) , Registro Mientras que se Perfora (LWD), u otros datos de perforación. Los estudios anteriores basados en enálisis de difracción de rayos X (SRD) del dato del Golfo de México (Hoolgbrook 2002, "The primaria ontrols sover sediment compaction", AAPG Memoir, 76) han sugerido que la
transformación de la Esmecitita mineral de arcdilla Illite se puede asociar co el principio de presión excesiva (Dutta,k N.C., 2002, "Geopressure prediction using seismic data. Current status and the road anead, " (Geophysics, 67).. Este proceso diagenético principalmente depende de la concentración de potasio y temperatura, y se cree que ocurre dentro de una escala de temperatura relativamente estrecha 79°C + -31°D (175 + 361C. Se caracteriza típicamente or la relación sigmoidal entre indicadores de temperatura y ineralogía comjo densidad de grano, con un punto de flexión que ocurre en la temperatura de conversión de Exmectita-illite apropiada (López, J.L. Rappold, P.M., Uguetm, G.A., Wieseeck, J.B, Vu, C.K. 2004, "Integrated shared Earth odel: 3D pore pressure prediction and uncertainty analysis" The Leading Edge 23, pág 52-59) . La Figura 1 muestra un diagrama de ejemplo de una operación de campo de aceite. Aquellos expertos en el ramo apreciará que la operación de campo petrolero mostrado en la Figura 1 se proporciona para propósitos de ejemplo solamente y consecuentemente no se debe considerar como limitativo del alcance de la invención. Por ejemplo, la operación de campo petróleo mostrado en la Figura 1 es una operación de campo petrolero de suelo de mar, pero la operación de campo
petróleo alternativamente puede ser una operación de campo petrolero de tierra o cualquier otro tipo de operación de campo petrolero involucrada e la exploración, extracción y/o producción de fluidos de una formación subterránea. Como se muestra en la figura 1, un equipo de perforación (105) se configura para perforar hacia una formación (v.gr., una formación subterránea debajo del suelo del mar (115)) usando una broca de perforación (no mostrada) acoplada al extremo distante de una sarta de perforación (25) . Espeíficamente, la broca de perforación se usa para perforar un pozo (130) que se extiende a un área de interés (160) . El área de interés (120) pede ser hidrocarburo, un recurso mineral, o fluido dirigido a una operación de ampo petrolero. La profundidad de agua puede corresponder a la distancia vertical entre la superficie del mar (110) y el piso del mar (115) . La profanidad vertical subuperficial puede corresponder a la distancia vertical entre la superficie del mar (110) y el área de interés (120) . Además, la subsuperficie (no mostrada) arriba del área de interés (120) se puede referir como una sobrecarga. La sobrecarga puede incluir tierra y materiales de densidades variables. Cuado el sedimento de sustancia de baja permeabilidad se entierra o compacta, el fluido puede estar
atrapado en los poros dentro de la estructura resultante (es decir, dentro de la propia substancia de baja permeabilidad ylo con substancias debajo de la substancia de baja permeabilidad (v.gr., arena, etc.)- El fluido atrapado de esta manera ejerce presión en la formación circundante referida como presión de poro. Las formaciones en las que la presión de poro excede presión hidrostática a una profundidad determinada como se refiere a sobrepsurizado. Cunado la perforación en una formación sobrepresionizada, el peso del lodo (es decir, el peso de fluidos de perforación transmitidos al pozo de sondeo) debe er altamente suficiente para prevenir la presión de poro desde los fluidos de formación móviles hacia la perforación. En el peor caso, k los fluidos de formación que entran a un pozo de sondeo puede resultar en pérdida del pozo y/o daño a personal que opera en el eqipo de perforación. Consecuentemente, para seguridad y perforación económica, es esencial que la presión de poro se prediga (y supervise) con precisión suficiente. En particular, es benéfico predecir la presión de poro previo a la perforación, es decir, ya sea antes de que cualquier perforación haya comenzado y/o en una ubicación den que la broca de perforación todavía no ha alcanzado.
Convencionalmente, la predicción de presión de poro antes de la perforación se basa en el uso de velocidades sísmicas antes de laperforación y una transformación de presión de velocidad a poro calibrado usando datos de pozo desviado 8es decir, datos de otros pozos cerca del sitio de perforación). Sin embargo, en algunos casos (v,gr. Cuando se perfora debajo de sal), las predicciones de presión de poro dantes de perforación convencionales pueden no ser suficietemente precisas. Además, la discusión de técnicas de predicción de presión de poro previo a perforación convencionales se pueden encontrar e Sayers CN, Johnson GM, y Denyer G., 2002. "Pre-drill pore Presure Prediction üsing Seismic Data". Geophysics 67, pág 1286-1992. El lodo se usa en operaciones de campo petrolero para enfriar la broca de perforación, para transportar cortes generados por la operación de campo petróleo a la superficie, para impedir el influjo de fluidos de formación hacia el pozo de sondeo, y para estabilizar el pozo de sondeo. Con respecto a prevenir el influjo de fluidos de formación, el operario de perforación debe mantener el peso de lodo en o por encima de la presión de poro. Con respecto a estabilizar el pozo de sondeo, los operadores de perforación ajustan el peso de lodo 8es decir, la densidad del lodo que se está usando) para
contrarrestar la tendencia de la perforación para cavar. Sin embargo, el operario de perforación debe ser cuidadoso de no fracturar la formación usando un pes de lodo excesivamente elevado. Además, demasiado peso de lodo puede resultar en un régimen de perforación inaceptablemente bajo.
Consecuetemente, el peso de lodo debe ser suficientemente bajo para mantener un régimen de perforación aceptable y evitar la fracturación de la formación. En estos casos, la ventana de peso de lodo permisible (es decir, la escala de pesos de lod permisibles) puede ser pequeña cuado se perfora en formación sobrepsiurizadas .. Específicamente, la fuerza ejercida por el lodo debe caer primero dentro de la escala entre la presión de poro (o la presión para prevenir una cava en, si es superior a la presión de poro) y la presión requerida para fracturar la formulación. Ademas, cuando se perfora en perforaciones sobrepresurizadas, el número de sartas de entuado requerido (es decir, soportes estructurales insertados hacia el pozo de sondeo) se puede aumentar. Específicamente, si una predicción de presión de poro previa de perforación suficientemente precisa no está disponible, sartas de alojamiento adicionales se pueden insertar prematuramente, para evitar la posibilidad
de problemas de control de pozo 8v.gr., influjo de fluidos de formación) y/o falla de perforación. Insertar prematuramente Las sartas de entubado puede retrasar la operación de campo petróleo y/9 reducir el tamaño de la perforación y resultar en pérdida financiera. COMPENDIO En general, en un aspecto, la invención se reacciona con un método para realizar una operación de capo petróleo en un sitio de pozo que tiene un equipo de perforación configurado con anticipación a una herramienta de perforación hacia una formación subsuperficial. El método incluye generar yb Hideki de temperatura de pozo de sondeo para un área de interés usando información de profundidad de agua y un modelo de esfuerzo vertical, que genera un modelo de temperatura de formación usando el modelo de temperatura de pozo de sondeo generando un modelo de presión de peso de lodo usando el modelo de temperatura de formación y los coeficientes de presión, y ajusfando la operación de campo petrolero basado en el modelo de presión de poro de formación. En general, en un aspecto, la invención se relaciona con un método para predecir presión de poro de formación. El método incluye generar un modelo de temperatura
de pozo de sondeo para un área de interés usando información de profanidad de agua y un modelo de esfuerzo vertical, generar un modelo de temperatura de formación usando el modelo de temperatura de pozo de sondeo, generar un modelo de presión de peso de lodo usando el modelo de temperatura de formación y coeficientes de presión, generar un modelo de presión de poro de formación usando el modelo de presión de peso de lodo, y obtener un plan de pozo propuesto basado en el modelo de presión de poro de formación, en donde el plan de pozo propuesto se usa para realizar una operación de cambio petrolero. En general, en un aspecto, la invención se relaciona con un sistema para realizar una operación de campo petrolero en un sitio de pozo que tiene un equipo de perforación configurado para hacer5 avanzar una herramienta de perforación hacia una formación subsuperficial . El sistema incluye un módulo de temperatura configurado para generar unh modelo de temperatura de perforación para un área de interés usando información de profundidad de agua y un modelo de esfuerzo vertical, y generar un modelo de temperatura de formación usando el modelo de temperatura de perforación. El sistema incluye además un módulo de presión configurado para generar un modelo de presión de peso de lodo que usa el
modelo de temperatura de formación y los coeficientes de presión, y generar un modelo de presión de poro de formación usando el modelo de presión de peso de lodo. El sistema incluye además una unidad superficial configurada para ajustar la operación de campo petrolero basada e el modelo de presión de poro de formación. En general, en un aspecto, la invención se relacina con un sistema de modelaje. El sistema incluye un módulo de temperatura configurado para generar yb Hideki de temperatura de perforación para un área de interés usando información de profanidad de agua y un modelo de esfuerzo vertical, y generar un modelo de temperatura de formación usando el modelo de temperatura de perforación. El sistema incluye además un módulo de presión configurado para generar un modelo de presión de peso de lodo usando el modelo de temperatura de formación y coeficientes de presión, y generar un modelo de presión de poro de formación usando el modelo de presión de peso de lodo. El sistema incluye demás una unidad de modelación configurada para obtener un plan de pozo propuesto basado en el modelo de presión de poro de formación, en donde el plan de pozo propuesto se usa para realizar una operación de campo petrolero. En general, en un aspecto, la invención se
relaciona con un programa de computadora que modaliza instrucciones ejecutables por la computadora para realizar los pasos de método para realizar una operación de campo petrolero en un sitio de pozo que tiene un equipo de perforación configurado para hacer avanzar una herramienta de perforación hacia una subsuperficie, las instrucciones comprendiendo funcionalidad para generar un modelo de temperatura de perforación dee un área de interés usando información de profundidad de agua y un modelo de esfuerzo vertical, generar un modelo de temperatura de formación usando el modelo de temperatura de perforación, generar un modelo de presión de peso de lodo usando el modelo de temperatura de formación y los coeficientes de presión, generar un modelo de presión de poro de formación usando el modelo de presión depes9o de lodo, y ajustar la operación de cambio petrolero basado en el modelo de presión de poro de formación. En general, en un aspecto, la invención se relaciona con un producto de programa de computadora, que modaliza instrucciones ejecutables por la computadora para realizar pasos de método para obtener un plano de plan propuesto, las instrucciones comprendiendo funcionalidad para generar un modelo de temperatura de perforación de un área de
inte 'res usando información de profundidad de agua y un modelo de esfuerzo vertical, generar un modelo de temperatura de formación usando el modelo de temperatura de perforación, generar un modelo de presión de peso de lod usando el modelo de temperatura de formación y coeficientes de presión, generar un modelo de presión de poro e formación usando el modelo de presión de peso de lodo, y obtener e plan de pozo propuesto basado en modelo de presión de poro de formación, en donde el plan de pozo propuesto se usa para realizar una operación de campo petrolero. Otros aspectos de la invención serán evidentes de la siguiente descripción y las reivindicaciones anexas. BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La Figura 1 muestra un diagrama de ejemplo de una operación de campo petrolero La Figura 2 muestra un diagrama de un sistema de conformidad con una o más modalidades de la invención. Las Figuras 3-4 muestran gráficas de flujo de conformidad con una o más modalidades de la invención. La Figura 5 muestra un diagrama de un sistema de computadora de conformidad con una o más modalidades de la invención. DESCRIPCIÓN DETALLADA
Las modalidades específicaas de la invención se describirán ahora con detalle con referencia a los dibujos que se acompañan. Los elementos semejantes en las diversas figuras se denotan por números de réferencia guales para consistencia. Además, "ST" se puede usar para detonar "Paso". En la siguiente descripción detallada de modalidades de la invención, numerosos detalles específicos se exponen a fin de proporcionar un entendimiento mas completo de la invención. Sin embargo, será evidente a uno de experiencia ordinaria en el ramo que la invención se puede practicar sin estos detalles específicos. En otros casos, particularidades bien conocidas no se ha descrito con detalle para evitar complicar innecesariamente la descripción. En general, las modalidades de la invención proporcionan un método y sistema para obtener un diseño de pozo óptimo. Específicamente, un modelo de presión de poro de formación se genera usando un modelo de temperatura de formación. En una o más modalidades de la invención, el modelo de temperatura de formación se ugenera usadno un modelo de temperatura de perforación. Un diseño de poz óptimo se obtiene basado en el modelo de presión de poro de formación.
La Figura 2 es una vista esquemátia de un sistema para obtener un diseño de pozo óptimo. El sistema incluye una herramienta (145) de modelado configurada para actuar con una unidad (135 superficial y una fuente (140) de dato de unidad superficial. La unidad (135) superficial está configurada para interactuar con una fuente (140) de datos de unidad superficial. Opcionalmente, la unidad (135= superficial puede estar configurada además para interactuar con un quicio (105) de perforación. En una modalidad de la invención, la herramienta (145) de modelaje incluye además un módulo (150) de temjperatura, un modulo (155) e presión, un módulo (160) de profundidad, un módulo (170) de esfuerzo, un módulo (75 de densidad), una unidad (180) de modelaje, y una fuente (185) de datos de modelaje. Cada uno de los componentes antes mencionados de la Figura 2 se describe abajo. Opcionalmente, en una o más modalidades de a invención, la unidad (135) superficial puede estar configurada para interactuar con e equipo (105) de perforación. Más específicamente, la unidad (135) superficial puede estar configurada para almacenar datos obtenidos en/desde el equipo (105) de perforación. Por ejemplo, la unidad (135 superficial puede almacenar datos recogidos en sensores (no ilustrados) colocados en (o
conectados operativamente a) el equipo (105) de perforación. En una o más modalidades de la invención) la unidad (135= superficial puede almacenar datos en la fuente 8140 de datos de unidad superficial. En una o más modalidades de la invención, la fuente (140) de datos de unidad superficial es un almacenamiento de datos (v.gr., una base de datos, un sistema de archivo, una o más estructuras de datos configuradas en una memoria, en archivo de marca extensible (XMAL) , algún otro método para almacenar datos, o cualquier combinación apropiada de los mismos) que puede incluir información relacionada con el equipo (105) de perforación. En una o más modalidades de la invención, la unidad (135) de surficie puede estar configurada para ajustar operaciones de campo petrolero en el equipo (105 de perforación. Más específicamente, en una o más modalidades de la invención, la unidad (135) de superficie puede estar configurada para ajustar la densidad de fluido de perforación (es decir, aumentar o disminuir la densidad de fluido de perforación, por ejemplo la densidad de lodo, como sea apropiado), ajustar una trayectoria de perforación (v.gr., para evitar un área sobrepresurizada, para psar a través de un área de baja presión, etc), optimizar el numero de sartas de entubado en el pozo de sondeo (es decir, añadir una sarta
de entubado, retrasar la adición de una sarta de sondeo, etc.), o cualquier otro tipo similar de ajuste. En una o más modalidades de la invención, la herramienta (145) de modelación puede estar configurada para interactuar con la unidad (135) superficial. Más específicamente, en una o más modalidades de la invención la herramienta (145) de modelaje puede estar configurada para recibir datos de la unidad (135) de superficie. Por ejemplo, la herramienta (145) de modelaje puede estar configurada para recibir datos asociados con el equipo (105 de perforación) desde la unidad (135) de superficie. Alternativamente, la herramienta de modelaje (145) puede estar5 configurada para retirar datos de la fuente (140) de datos de unidad de superficie . En una mo más modalidades de la invención, el módulo (155) de presión está configurado para generar modelos de presión (v.gr., modelo de presión de peso de lodo, formación de modelo de presión de poro, etc.). En una o más modalidades de la invención, un modelo de presión de peso de lodo corresponde a un modelo que describe las presiones de peso de lodo calculadas para un área de interés. En una o más modalidades de la invención, un modelo de presión de poro de formación corresponde a un modelo que describe las presiones
de poro de formación calculadas para un área de interés. Además, en una o más modalidades de la invención, el módulo (155) de presión interactúa con la unidad (180) de modelaje para obtener un modelo para un área de interés. En este caso, un modelo de presión se puede obtener usando el model del área de interés. En una o más modalidades de la invención, el módulo (155) de presión se configura para recibir información de presión de la unidad (135) de superficie. Alternativamente, el módulo (155) de presión puede estar configurado para obtener información de presión de la fuente (140) de datos de unidad de superficie. En una o más modalidades de la invención, el módulo (155) de presión está configurado para generar coeficientes de presión. En un a o más modalidades de la invención, los coeficientes de presión representan la correlación entre la temperatura de formación y presión de poro de formación. En una mo más modalidades de la invención, el módulo (155) de presión está configurado para obtener modelos de temperatura de formación del módulo (150) de temperatura. En una o más modalidades de la invención, el módulo
(150) de temperatura está configurado para generar modelos de temperatura (v.gr., modelo de temperatura de perforación, modelo de temperatura de formación, etc.). En una o más
modalidades de la invención, un modelo de temperatura de perforación corresponde a un modelo que describe temperaturas de perforación calculadas a través de un área de interés. En una mo más modalidades de la invención, un modelo de temperatura de formación corresaponde a un modelo que describe las temperaturas de formación calculadas a través de un área de interés. Además, en una mo más modalidades de la invención, el módulo (150) de temperatura interactua con la unidad (180) de modelaje para obtener un modelo de un área de interés. En este caso, un modelo de temperatura se puede obtener usando el modelo del ár3ea de interés. En una o más modalidades de la invención, el módulo (150) de temperatura se puede confi8gturar para recibir información de temperatura de la unidad (135) de superficie. Alternativame3nte, el módulo (150) de temperatura pude estar configurado para obten3er información de temperatura de la fuente (140) de datos de unidad de superficie. En una o más modalidades de la invención, el módulo (150) de temperatura está configurado para generar coeficientes de temperatura. En una o más modalidades de la invención, los coeficientes de temperatura representan la correlación entre esfuerzo vertical y temperatura dee perforación. En una o más modalidades de la invención, el
módulo (150) de temperatura está configurado para obtener modelos de esfuerzo vertical desde el módulo (170) de esfuerzo. En una o más modalidades de la invención, el módulo (150) de temperatura está configurado para ident5ificar s7u juegos de un modelo de temperat5ura de formación. Más específicamente, el módulo (150) de temperatura puede estar configurado para identificar un subjuego de un modelo de temperatura de formación basado en criterio. En una o más modalidades de la invención, el módulo (170) de esfuerzo está configurado para enerar modelos de esfuerzo vertical. En una o más modalidades de la invención, un modelo de esfuerzo vertical corresponde a un modelo que describe el esfruerzo vertical para un área de interés. Además, en una o más modalidades de la invención, el módulo (170) de esfuerzo interactúa con la unidad (180) de modelaje para obtener un modelo de un área de interés. En este caso, un modelo de esfuerzo vertical se puede obtener usando el modelo para el área de interés. En una o más modalidades de la invención, el módulo (170) de esfuerzo está configurado para obtener modelos de densidad del módulo (175) de densidad. En una o más modalxdadesw de la invención, el
módulo (175) de densidad está configurado para generar modelos de densidad. En una o más modalidades de la invención, un modelo de densidad corresponde a un modelo que describe la densidad calculada para un área de interés. Además, en una o más modalidades de la invención, el modulo (175) de densidad interactúa con la unidad (180) de modelaje para obtener un modelo para un área de interés. En este caso, un modelo de densidad se puede obtener usando el modelo para el área de interés. En una o más modalidades de la invención, el módulo (175) de densidad se puede configurar para recihir información de densidad de la unidad (135) superficial. Alternativamente, el módulo (175) de densidad puede estar configurado para obtener información de densidad de la fuente (140) de dat6os de unidad superficial. En una o más modalidades de la invención, la unidad
(180) de modelaje está configurada para obtener un plan de pozo propuesto. Más específicamente, la unidad de modelaje puede estar configurada para obtener un plano de pozo propuesto basado en el (los) modelo (s) (v.gr., un modelo de temperatura de formación, un modelo de presión de poro de formación, etc.). En una o más modalidades de la invención, el plano de pozo propesto incluye, pero no está limitado a, una ubicación para comenzar la perforación en el lecho
marino, una trayectoria de un pozo propuesto en la ubicación, un número de entubado para usar mientras que se perfora el pozo, la ubicación en la que cada uno de los entubados debe insertarse hacia el poso, la densidad (densidades9 de peso de lodo para usar mientras que se perfora el pozo, y las ubicaciones en el área de interés para evitar (por ejemplo, debido a que las ubicaciones están sobgre presionizadas) durante la perforación. En una o más modalidades de la invención, el módulo (160) de profundidad está configurado para proporcionar información de profundidad de agua al módulo (175) de densidad, el módulo (170) de esfuerzo, el módulo (155) de presión, y/o el módulo (150) de temperatura. Más específicamente, el módulo (160 de profundidad puede estar configurado para proporcionar la profanidad de agua a una ubicación particular en el suelo marino (115 en la Figura 1) . La Figura 3 muestra una gráfica de flujo de conformidad con una o más modalidades de la invención. Específicamente, la figura 3 muestra una gráfica de flujo para generar un modelo de presión de poro de formación. En una o más modalidades de la invención, uno o más de los pasos abajo descritos se pueden omitir, repetir, y/o realizar en un orden diferente. Consecuentement5e, la disposición específica
de pasos mostrados en la figura 3 no sebe considerarse como limitativa del alcance de la invención. , Inicialmente, un modelo de temperatura de perforación para un área de interés se genera usando información de profundidad de agua y un modelo de esfuerzo vertical (ST 302). Aquellos expertos en el ramo apreciarán que el modelo de temperatura de perforación se puede generar usando una variedad de fórmulas. Por ejemplo, la temperatura de perforación (Tb) se puede calcular usando la siguiente fórmula
TAs,. ,zw) = !>,_ ·(*„.)" + Í ·(=..,.)' (
(Nótese que4, en esta y ecuaciones posteriores de esta forma (v.gr., las ecuaciones 3 y 14), la primera suma debe tener un número diferente de términos a la segunda. La ecuación podria haber sido escrita con la primera suma sobre términos Q y la segunda sobre términos Q' , en onde Q no es igtual a Q' ) en donde S, es esfuerzo vertical, z2 es profundidad de agua, mrn y brn , son coeficientes de temperatura, y Q es el número de coeficientes de temperatura. QAquellos expertos en el ramo apreciarán que Q puede ser variable dependiendo dee la precisión requerida par4a los coerficientes de temperatura. Por ejemplo Q puede ser constante (es decir, 0), lineal (es
decir, Io), cuadrática 8es decir 2), o alguna otra dimensión. En una o más modalidades de la invención, la temperatura de de perforación se puede calcular para cada ubicación en el área de interés para obtener un modelo de temperatura de perforación. Alternativamente, la temperatura de perforación se puede calcular para una ubicación especifica o sugjuego del ár4ea de interés. Las temperaturas de perforación calculadas pueden luego usarse para obtener, por ejemplo, mediante interpolación o mediante métodos geoestadisticos, el modelo de temperatura de formación. Alternativamente, la temperatura de perforación tabmié4n se puede calcular basado en cualquier parámetro que varia sistemáticamente con respecto al esfuerzo vertical. Por ejemplo, la temperatura de perforación se puedee calcular basado en la profundidad vertical debajo de la linea de lodo. En este caso, S, se puede reemplazar por profundidad verigcal debajo de la línea de lodo en la ecuación (1) . Una modalidad para generar el modelo de temperatura de perforación se muestra en la Figura 4 abajo. En ST 304, se genera un modelo de temperatura de formación usando el modelo de temperatura de perforación. En una o más modalidades de la invención, la temperatura de formación (Tf) se puede calcular usando la siguiente fórmula:
T£ = Tb + dt (2) en donde Tb es temperatura de perforación y dt es la desviación de temperatura promedio. Por ejemplo, las temperaturas de perforación son típicamente 23-29°C (10-20°F) inferiores a la temperatura de formación de roca virgen. Alternativamente, la temperatura de formación se puede calcular de manera más precisa usando el trazo Horner de temperaturas de perforación. En una de las modalidades de la invención, la temperatura de formación se puede calcular para cada ubicación en el área de interés para obtener el modelo de temperatura de formación. Alternativamente, la temperatura dee formación se puede calcular para una ubicación específica o subjuego del área de interés. Las temperaturas de formación calculadas pueden lugar usarse para obtener, por ejemplo mediante inerpolaciñón o mediante métodos geoestadísticos, el modelo de temperatura de formación. En una o más modalidades de la invención, un modelo de presión de peso de modo se genera usando coeficientes de presión y el modelo de temperatura de formación (ST 306) . Aquellos expertos en el ramo apreciarán que el modelo de presión de peso de lodo se puede enerar usando una variedad de fórmulas. Por ejemplo, la presión (P) de peso de lodo se puede calcular usando la siguiente fórmula:
en donde Tf es la temperatura de formación, s„ es profundidad de agua, mpn y pn son coeficientes de presión, y R es el número de coeficientes de presión. Aquellos expertimentados en el ramo apreciarán q7ue R puede ser variable depe3ndiendo de la precisión requerida para los coeficientes de presión. Por ejemplo, R puede ser constante (es decir 0), lineal (es decir, 1, cuadrática (es decir 2) , o alguna otra dimensión. En una o más modalidades de la invención, una presión de peso de lodo se puede calcular para cada ubicación en el área de interés para obtener el modelo de presión de peso de lodo. Alternativamente, una presión de peso de lodo se puede calcular para una ubicación especifica o subjuego del área de interés. Las presiones de peso de lodo calculadas pueden lugar usarse para obtener (por ejemplo, mediante interpolación) el modelo de presión de peso de lodo. Nótese que la ecuación 3 proporcionará directamente la presión de poro si los coeficientes se determinan calibrando las mediciones de presión de poro (en lugar de pesos de modo) como se puede medir usando el Probador de Formación de Repetición (RFT), Modular Dynamics Formation Tester (MDT), herramientas de Estetoscopio de Schlumberger, u otras
herramientas similares. En una o más modalidades de la invención, los coeficientes de presión se obtienen usando los datos de presión de poro observados. Por ejemplo, los coeficientes de presión se pueden obtener aplicando una minimización menos cuadros de un error de predicción cuadrada de raíz media (??) definido por la siguiente fórmula:
en donde:
y en donde upic y ß?1? son coeficientes de presión, Syx es el esfuerzo vertical en el punto k , y es la presión de poro observada en el punto k, y r es el número de coefricientes de presión. Aquellos expertos en el ramo apreciarán que R puede ser variable dependiendo de la precisión requerida para los coeficientes de presión. Por ejemplo, Q puede ser constante (es decir, k 0), lineal (es decir, 1), cuadrático (es decir 2) , o alguna otra dimensión.
Aquellos expertos en el ramo apreciarán que la presión de poro observada puede obtenerse mediante una variedad de métodos. Por ejemplo, las presiones de poro observadas en una ubicación en un área de inte ' res se peden obtener usando un MDT ylo un RFT. Opcionalmente, los coeficientes de presión se pueden calibrar basados en datos de presión de poro observados adicionales adquiridos durante una operación de campo petrolero (v.gr., usando acercamiento Bayesian) . En este caso, los coeficientes de presión actualizados se pueden basar en un juego mayor de datos de presión de poro i observados; por lo tanto, la presión de peso de lodo calculada usando, por ejemplo, la ecuación (3) anterior puede ser más precisa . Continuando con la discusión de la figura 3, en el
ST 308, un modelo de presión de peso de lodo. En una o más modalidades de la invención, la presión de poro de formación (p) se puede calcular usando la siguiente fórmula
en donde P(Tf, z2) es presión de peso de lodo, d? es la desviación de presión promedio, y z es la profundidad vertical subsuperficial . En una modalidad de la invención, d?
está dentro de la escala de 226.8 gr/3.785 1 (0.5 lb/gal) -453.6 gr/3.785 1 (1 lb/gal). En una o más modalidades de la invención, la presión de poro de formación se puede calcular para cada ubicación en el área de interés para obtener el modelo de presión de poro de formación. Alternativamente, una presión de poro de formación se puede calcular para una ubicación especifica o subjuego del áre3a de interés. Las presiones de poro de formación calculadas pueden entonces usarse para obtener (por ejemplo, mediante interpolación) el modelo de presión de poro de formación. En una o más modalidades de la invención, el modelo de presión de poro de formación se puede juar para ajustar una operación de campo petrolero (ST 310) . En una o más modalidades de la invención, ajustar la operación de campo petrolero puede involucrar ajustar la densidad de fluido de perforación (es decir, aumentar o disminuir la densidad de fluido de perforación, por ejemplo, densidad de peso de lodo, como sea apropiado) , ajustando una trayecñtoria de perforación (v.gr., para evitar un área sobrepresuridada, para pasar a través de un área de baja presión, etc) , optimizando el número de sartas de entubado en la perforación (es decir, añadieron una sarta de entubado retrasando la adición de una sarta de entubado, etc.), o cualquier otro
tipo similar de ajuste. Por ejemplo, la densidad de peso de lodo de una operación de campo petrolero se puede optimizar basada en el modelo de presión de poro de formación Opcionalmente, en ST 312, un subjuego del modelo de temperatura de formación se puede identificar en criterio. Aquellos expertos en el ramo apreciarán que el criterio puede especificar una escala de temperaturas. Por ejemplo, el criterio puede especificar una temperatura de 66°C a 93°C (150°F a 200°F) . En este ejemplo, el subjuego del modelo de temperatura de formación puede corresponder a una región con una probabilidad superior a ser sobrepresurizado. En una o más modalidades de la invención, la operación de campo petrolero se puede ajustar basado en el subjuego del modelo de temperatura de formación (ST 314) . En una o más modalidades de la invención, ajustar la operación de campo petrolero involucra ajustar la densidad de fluido de perforación (es decir, aumentar o disminuir la densidad de fluido de perforación, como sea apropiado) , ajustar la trayectoria de perforación (v.gr., para evitar un área sobrepresurizada, para pasar a través de un área de baja presión, etc.), optimizando el número de saretas de entubado en la perforación (es decir, añadir una sarta de entubado, retrasar la adición de una sarta de entubado, etc.), o
cualquier otro tipo similar de ajuste. En una o más modalidades de la invención, la operación de campo petrolero corresponde a una operación de perforación (v.gr., ubicar depósitos de producción, ubicar regiones que pueden tener depgósitos de producción, etc.), o una operación de producción (v.gr., extracción de fluido, completar un pozo, optimizar producción de un pozo existente, etc. ) . La Figura 4 muestra una gráfica de flujo de conformidad con una o más modalidades de la invención. Específicamente, la Figura 4 muestra una gráfica de flujo para generar un modelo de temperatura de perforación. En una o más modalidades de la invención, uno o más de los pasos abajo descritos se puede omitir, repetir y/o realizar en un orden diferente. Consecuentemente, la disposición específica de pasos mostrados en la Figura 4 no se debe considerar como limitativa del alcance de la invenci'von. Inicialmente, un modelo de densidad para el área de interés se puede generar usando información de profundidad de agua y el dato de densidad observado (AST 402) . Aqu7ellos expertos en el ramo apreciarán que el modelo de densidad se puede generar usando una variedad de fórmulas. Por ejemplo, la densidad de sedimento (p) se puede calcular usando la
siguiente fórmula:
en donde p0 es densidad en el lecho del mar, z„ es profundidad de agua, a y b son coefiientes de densidad, y z es la profundidad vertical subsuperficial. (medida de la superficie del mar (110 en la Figura 1) . A la ubicación subsuperficial) . En una o más modalidades de la invención, una densidad se puede calcular para cada ubicación en el 'rea de interés para obtener el modelo de densidad. Alternativamente, una densidad se puede calcular para una ubicación especifica o subjuego del área de interés para obe4ner el modelo de densidad. La ecuación 9 muestra una versión de la ecuación 8 de conformidad con una modalidad de la invención:
en donde z es la profundidad vertical subsuperficial y z„ es profundidad de agua. Aquellos expertos en el ramo apreciarán que los coeficientes de densidad en la ecuación (9) se pueden actualizar usando datos de densidad observados adicionales (v.gr., usando un acercamiento Bayesian) . Para más información sobre el acercamiento Bayesian, hacer referencia a la Patente de EUA No. 6,826,486 titulada "Métodos y aparatos para predecir presiones de poro y fractura de una
formación subsuperficial" con Alberto Maliverno enumerado como un inventor. Aquellos expertos en el ramo apreciarán que los coeficientes de densidad (v.gr., a y b de la ecuación (8)) se pueden obtener mediante inversión de datos de densidad observadores (es decir, calibración local) . Además, en una o más modalidades de la invención, el modelo de densidad se puede generar usando "velocidad de tendencia" que emplea una relación en la forma de la ecuación (8), como una tendencia tridimensional. Continuando con la discusión de la Figura 4, en ST 404, un modelo de esfuerzo vertical se puedee generar basado en el modelo de densidad. Aquellos expertos en el ramo apreciarán que el modelo de esfuerzo vertical se puede generar usando una variedad de fórmulas. Por ejemplo, el esfuerzo vertical (Sv) se puede calcular usando la siguiente fórmula:
;.../>(:)·± : ¦
en donde z es la profundidad vertical subsuperficial y p es densidad. En una o más modalidades de la invención, un esfuerzo vertical se puede calcular para cada ubicación en el área de interés para obtener el modelo de esfuerzo vertical.
Alternativamente, un esfuerzo vertical se puede calcular para una ubicación especifica o subjuego del área de interés. Los esfuerzos verticales de formación calculados se pueden usar entonces para obtener, por ejemplo, mediante inerpolación o mediante métodos geoestadisticos, el modelo de esfuerzo vertical . En una o más modalidades de la invención, los coeficientes de temperatura se puede obtener usando los datos de temperatura observadosw (ST 406) . Por ejemplo, los coeficientes de temperatura se pueden obtener aplicando una minimización de cuando menos cuartos de un error de e predicción cuadrado de raíz media (?t) definido por la siguiente fórmula:
en donde:
y en donde urk y 3Tk son coeficientes de temperatura, Syk es el esfuerzo vertical en el punto k, T, es la temperatura observada en el punto k, y Q es el número de coeficientes de
temperatura. Aquellos expertos en el ramo apreciación que Q puede ser variable dependiendo de la precisión requerida para los coeficientes de temperatura. Por ejemplo, Q puede ser constante (es decir, 0), lineal (es decir, 1), cuadrática (es decir, 2), o alguna otra dimensión. Opcionalmente, los coeficientes de temperatura se pueden actualizar basados en los datos de temperatura observados adicionales adquiridos durante una operación de campo petrolero (v.gr., un acercamiento Yabesian) . En este caso, los coeficientes de temperatura actualizados se basan en un juego mayor de datos de temperatura observados; por lo tanto, la temperatura de perforación calculada usando, por ejemplo, la ecuación (13) abajo puede ser más precisa. En ST 408, un modelo de temperatura de perforación se puede generar usando información de profundi8dad de agua, el modelo de esfuerzo vertical, y los coeficientes de temperatura. Aquellos expertos en el ramo apreciarán que el modelo de temperatura de perforación se puede generar usando una variedad de fórmulas. Por ejemplo, la temperatura de perforación (Tb) se puede calcular usando la siguiente fórmula:
.SY¿,»,;i-(r,J" + £¿>r„ ·(;,.)' (14)
en donde SP es esfuerzo vertical, zw es profanidad de agua, mTn t bTn son los coeficientes de temperatura, y Q es el número de coeficientes de temperatura. Aquellos expertos en el ramo apreciarán que Q puede ser variable dependiendo de la precisión requerida para los coeficientes de temperatura. Por ejemplo, Q puede ser constante (es decir, 0), lineal (es decir, 1), cuadrática 8es decir, 2), o alguna otra dimensión. En una o más modalidades de la invención, una temperatura de perforación se puede calcular para cada ubicación en el área de interés para obtener el modelo de temperatura de perforación. Alternativamente, una temperatura de perforación se puede calcular para una ubicación especifica o su juego del área de interés. Las temperaturas de perforación calculadas se pueden usar entonces para obtener (por ejemplo, mediante inerpolación) el modelo de temperatura de perforación. Una o más modalidades de la invención proporcionan un medio para predecir de manera precisa una presión de poro de formación usando esfuerzo vertical y profundidad de agua. Consecuentemente, una o más modalidades de la invención pueden impedir que los fluidos de formación entren a una perforación, impidiendo de esta manera daño al pozo y/o personal que opera un equipo de perforación. Además, una o
más modalidades de la invención pueden prevenir el total financiero de insertar prematuramente sartas de entubado. Una o más modalidades de la invención tienen una aplicación importante en exploración a un campo petrolero y en diversos prospectos de graduación. Por ejemplo, un conocidmiento de presión de poro se puede usar para examinar la efectividad de sellos, el potencial de sellado de fallas, y la conectividad hidráulica de una recipiente sedimentario. La invención se puede implementar en virtualmente cualquier tipo de de computadora independientemente de la plataforma que se está usando. Por ejemplo, como se muestra en la Figura 5, un sistema (500) de computadora incluye un procesador (502), memoria (504) asociada, un dispositivo (506) de almacenamiento, y numerosos otros elementos y funcionalidades típicas de las computadoras de la actualidad (no mostrados) . La computadora (500) también puede incluir medios de entrada, tal como un teclado (508) y un ratón (510), y medios de salida, tales como un monitor (512). El sistema (500) de computadora puede estar conectado a una red (514) (v.gr., una red de área local (LAN), una red de área amplia (WAN) tal como el Internet, o cualquier otro tipo similar de red) a través de una conexión de interfaz de red (no mostrada) . Aquellos expertos en el ramo apreciarán que
estos medios de entrada y salida pueden tomar otras formas. Además, aquellos expertos en el ramo apreciarán que uno o más elementos del sistema (500) de computadora antes mencionado puede estar colocado en una ubicación remota y conectado a los otros elementos a través de una red. Además, la invención se puede implementar en un sistema distribuido que tiene una pluralidad de nodos, en donde cada porción de la invención (v.gr., módulo de coeficiente de sensibilidad de esfuerzo, módulo de esfuerzo total, módulo de presión de poro, etc.) se puede colocar en un nodo diferente dentro del sistema distribuido. En una modalidad de la invención, el nodo corresponde a un sistema de computadora. Alternativamente, el nodo puede corresponder a un procesador con memoria física asociada. El nodo alternativamente puede corresponder a un procesador con memoria compartida ylo recursos. Además, las instrucciones de software para realizar modalidades de la invención se pueden almacenar en un medio legible por computadora tal como un disco compacto (CD) , un diskette, una cinta, un arquivo, o cualquier otro dispositivo de almacenamiento legible por computadora. Además, en una modalidad de la invención, la presión de poro predicha (incluyendo todas las presiones de poro calculadas usando el método descrito en la Figura 3) se pueden presentar a un
usuario a través de una interfaz de usuario gráfica 8v.gr., un dispositivo de presentación. Mientras que la invención se ha descrito con respecto a un número limitado de modalidades, aquellos expertos en el ramo, que tengan el beneficio de esta exposición, apreciarán que otras modalidades se pueden diseñar que no abandonan el alcance de la invención como se describe en la presente. Consecuentemente, el alcance de la invención solamente debe limitarse por las reivindicaciones anexas.