Perfil de presión y tensión en el pozo Macondo

La tensión de sobrecarga se calcula integrando el peso de la columna de agua y el peso del sedimento suprayacente. Combinamos los datos de los registros de densidad de los pozos cercanos en las partes del pozo Macondo donde no se adquirieron datos de densidad. Los registros se corrigen para tener en cuenta el lavado del pozo y la presencia de hidrocarburos. Cuando no se dispone de datos de densidad, se utiliza una transformación de velocidad a densidad31. Si no se dispone de datos de densidad ni de velocidad, se utiliza una interpolación exponencial entre la densidad por encima y por debajo del intervalo12.

La industria mide habitualmente la presión de los poros y toma muestras de fluidos de formaciones relativamente permeables con herramientas de cable (por ejemplo, Modular Formation Dynamics TesterTM, MDT) y directamente de la sarta de perforación (GeotapTM). En el pozo Macondo, BP registró 21 presiones en cuatro areniscas en la base del pozo entre 17.600 y 18.150 pies (5.364 y 5.532 m) (Fig. 2a, círculos). Se registraron 70 presiones MDT en nueve areniscas entre 8.900 y 12.500 pies (2.700 y 3.800 m) (Fig. 2a, cuadrados) en el pozo Texaco 252-1, situado a 1,27 millas (2,04 km) al SO del pozo Macondo. Estas mediciones del MDT se han corregido para la ubicación del pozo Macondo asumiendo una estratigrafía continua paralela al fondo marino32.

También restringimos la presión de los poros a partir de las entradas de fluidos en el pozo (kicks) y de los elevados niveles de gas detectados en el lodo de perforación entrante. Las patadas y los niveles elevados de gas se producen cuando la presión de los poros supera la presión hidráulica del fluido de perforación en la perforación expuesta. Durante las operaciones de perforación se produjeron seis eventos de este tipo (Figs. 2, 3 y 5, triángulos abiertos). Utilizando la información de perforación antes, durante y después de un evento, estimamos la ubicación y la presión de poros.

La información de perforación incluye la ubicación de las areniscas, la longitud de la perforación expuesta, el contenido de gas del lodo entrante, el peso del lodo en la superficie, la densidad estática equivalente, la densidad de circulación equivalente y la presión de la tubería de perforación cerrada. El peso del lodo equivalente es otra forma de expresar la presión utilizando la densidad media del fluido de perforación desde el fondo de la perforación hasta una ubicación en el pozo. La densidad estática equivalente es la presión de fondo de pozo expresada como peso del lodo equivalente cuando las bombas de lodo están apagadas y, por lo tanto, no hay circulación. La densidad de circulación equivalente es la presión de fondo de pozo expresada como peso de lodo equivalente mientras los fluidos de perforación circulan. La densidad de circulación es mayor que la densidad estática equivalente debido a la fricción causada por la circulación del fluido.

La presión de fractura es la presión del pozo necesaria para fracturar hidráulicamente la formación. Suele estar cerca de la tensión principal mínima regional, pero puede verse afectada por las perturbaciones de tensión debidas a la geometría del pozo y a la resistencia cohesiva de la roca. La presión de fractura está limitada en cuatro puntos por debajo de la camisa de 9 7/8″ (Fig. 5). Las presiones de perforación estáticas y dinámicas en el fondo del pozo antes, durante y después de cada evento de pérdida de lodo se utilizan para poner entre paréntesis las interpretaciones de la presión de fractura (Fig. 5, triángulos marrones). Definimos el límite superior de la presión de fractura con la densidad de circulación equivalente cuando comenzaron las pérdidas y el límite inferior a partir de la presión estática o dinámica más alta a la que el pozo es estable antes o después del evento de pérdida (ver ref.32 para una explicación detallada). En general, se acepta que la tensión in situ de la fangolita es mayor que la de la arenisca25, por lo que se supone que la localización de la pérdida se produce en la arenisca más cercana a la broca en el momento del evento de pérdida. La presión de fractura también se restringe con la prueba de integridad de la formación de 9 7/8″, FIT (Fig. 5, cuadrado marrón). Después de perforar fuera de la zapata de revestimiento cementada, la presión en la formación expuesta se incrementó por encima de la tensión de sobrecarga sin experimentar pérdida de fluido. Este resultado de la prueba proporciona una prueba más de que las pérdidas subsiguientes se produjeron a mayor profundidad, en el intervalo del yacimiento M56.

Presión de poro de la piedra de barro

La rápida deposición de este material de baja permeabilidad es la principal fuente de sobrepresión en el Golfo de México33. No es práctico medir directamente la presión dentro de estas fangolitas de baja permeabilidad. En su lugar, la presión de poros de las fangolitas suele estimarse a partir del estado de compactación (porosidad) de la roca, que suele medirse mediante la resistividad, la densidad o la velocidad34,35. En este enfoque, se establece una correlación entre uno de estos indicadores petrofísicos y la tensión efectiva vertical, \ {{sigma ^{prime} }_{v}\}. Una vez establecida la correlación, se determina \({\sigma ^{prime} }_{v}\) dada la propiedad observada (por ejemplo, velocidad, densidad, resistividad). Una vez que se determina \({\sigma ^{prime} }_{v}\), la presión de poros, u, se determina fácilmente si se conoce la tensión de sobrecarga, σv, (u = σv – \({\sigma ^{{prime} }_{v}\)).

En los sedimentos neógenos de aguas profundas del Golfo de México, la presión de poros no se describe con precisión mediante una única curva de compactación. Esto se debe a que las fangolitas más profundas, más calientes y más antiguas han sufrido más compactación que las fangolitas más superficiales a la misma tensión efectiva. Se cree que la diagénesis de la arcilla es la causa principal de este comportamiento y se considera que la transformación de esmectita a illita (S/I) es la más significativa36,37,38. Un material más ilítico tiene una menor porosidad a una tensión efectiva dada que un material más esmectítico39,40. Seguimos la ref.39 y asumimos:

El lado izquierdo de la Ec. 1 es la porosidad total, ϕ, menos el volumen de poros que está lleno de agua ligada a la arcilla, ϕm. La estructura molecular de la esmectita tiene una capa intermedia fácilmente hidratable, mientras que la illita no41; por lo tanto, el agua ligada a la arcilla en la illita es menor que en la esmectita (ϕm,i < ϕm,s). El lado derecho de la Ecuación 1 es una tendencia bien establecida para la compactación de fangolitas (por ejemplo, refs13,35) y aquí describe la pérdida de porosidad intergranular con la tensión efectiva. No se sabe bien si ϕ0 o B varían con el grado de la transformación S/I, por lo que asumimos que son constantes (ref.39)

Calibramos el modelo determinando la tensión efectiva dentro de las fangolitas adyacentes a donde se ha medido la presión en las areniscas. Suponemos que la sobrepresión, u*, en la fangolita es igual a u* medida en la arenisca cercana (por ejemplo, ref.21), y utilizamos la presión de la fangolita y la sobrecarga para calcular el esfuerzo efectivo (u = σv – \({\sigma ^{\prime} }_{v}\)). A continuación, determinamos la porosidad de la fangolita en cada ubicación a partir del registro de velocidad posterior42:

donde vma es la velocidad de la matriz, v es la medición del registro de velocidad y x es un exponente del factor de formación acústico derivado empíricamente. Suponemos que x = 2,19 y vma = 14.909 pies/s (4.545 m/s) siguiendo los precedentes de los sedimentos neógenos del Golfo de México21,35,42. Los lugares poco profundos con temperaturas in situ más frías tienen una mayor porosidad para un esfuerzo efectivo dado que los lugares más profundos y cálidos (Fig. 6). Este contraste es más evidente a una tensión efectiva vertical igual a 1.500 psi (10 MPa) donde la porosidad, ϕ, en la sección poco profunda es 9 unidades de porosidad mayor (Fig. 6, símbolos verdes) que la sección más profunda (Fig. 6, símbolos rojos). Interpretamos que los sedimentos más profundos han perdido agua ligada a la arcilla ϕm ya que la esmectita de la fangolita se convirtió en illita con el enterramiento.

Porosidad de la fangolita frente a la tensión efectiva. Los símbolos codificados por colores denotan la temperatura in situ para cada punto de calibración de porosidad y tensión efectiva de la fangolita. Los puntos se corrigen para la porosidad del agua ligada a la arcilla (símbolos abiertos) y luego se utilizan para calibrar la Ecuación 1 (línea negra). Las líneas discontinuas muestran las relaciones de tensión efectiva de porosidad para diferentes temperaturas (codificadas por colores) y porosidades de agua ligada a la arcilla, ϕm. Las mediciones de la M56 (\({{sigma ^{prime} }_{v}\) > 2.500 psi o 17 MPa) se corrigen para la flotabilidad de los hidrocarburos. La porosidad se estima a partir de la velocidad (Ecuación 2).

Suponemos que la pérdida de porosidad por la liberación de agua ligada a la arcilla durante la transformación S/I es linealmente proporcional a la temperatura, y que la transformación comienza a 70 °C y se estabiliza a 110 °C. Esto se aproxima a la fase principal de la transformación S/I43,44,45 sin restricciones adicionales sobre la historia deposicional y la composición química46. Seguimos a Lahann39 y asumimos ϕm = 0,12 para la fangolita esméctica y ϕm = 0,03 para la fangolita ilítica. En base a estas suposiciones, la porosidad del agua ligada a la arcilla es:

donde T es la temperatura, y Ts y Ti son las temperaturas del límite de transformación de la esmectita (70 °C) y la illita (110 °C). Combinamos las ecuaciones 2 y 3, y resolvemos para ϕ – ϕm para todos los puntos de ϕ vs. ϕ({{sigma ^{prime} }_{v}\) en la Fig. 6. A continuación, utilizamos la regresión por mínimos cuadrados para restringir la Ec. 1 y encontramos ϕ0 = 0,22 y B = 2,9E-4 psi-1 (Fig. 6, línea negra).

Dado B y ϕ0, la Ec. 1 se utiliza entonces para estimar la presión de la lodolita a lo largo del pozo (Fig. 2a, línea azul) con ϕm calculada a partir de la Ec. 2. Para calcular la velocidad de las fangolitas, elegimos las fangolitas a lo largo del pozo a intervalos de 30-40 pies (9-12 m) y aplicamos una media móvil de 5 selecciones a las correspondientes mediciones del registro sónico de compresión. Para cada selección de piedra de barro, calculamos ϕ a partir de la velocidad de la piedra de barro (Ecuación 2) y ϕm a partir de la temperatura (Ecuación 3). ϕ y ϕm se introducen en la Ecuación 1, resolviendo para \({{sigma ^{prime} }_{v}\}) y luego u.

Aplicamos este método (calibrado en Macondo) para estimar la presión de la lodolita en 562-1 (Fig. 3). La estrecha coincidencia entre las presiones de la lodolita estimadas y las presiones de la arenisca medidas, independientemente de la calibración local, apoya la precisión de nuestro método dentro de esta región. Las tensiones efectivas en 562-1 son aproximadamente 500-1.300 psi (3-9 MPa) más altas que en Macondo (fuera de la regresión de presión). Las porosidades sónicas de las fangolitas son similares en ambos pozos, pero los gradientes de temperatura son diferentes. El pozo Macondo tiene un gradiente de temperatura medio de 28,4 °C/km frente a 26,1 °C/km en el 562-1. El menor gradiente de temperatura y la mayor profundidad del agua en el 562-1 hacen que las temperaturas del M56 sean casi 20 °C inferiores a las del M56 de Macondo. La menor temperatura indica que la fangolita en 562-1 es más esméctica que la fangolita en Macondo para una profundidad determinada, por lo que las porosidades sónicas se transforman en mayores \({\sigma }_{v}^{\prime} \) (Fig. 6).

Presión del acuífero

Determinamos que la sobrepresión del acuífero M56 en el pozo Macondo es de 3.386 psi (23,35 MPa), pero podría ser tan alta como 3.436 psi (23,69 MPa). En la explotación de Galápagos, la sobrepresión del acuífero M56 está estrechamente limitada a 3.433 psi (23,67 MPa). Las sobrepresiones se han calculado mediante mediciones directas de la presión en las areniscas M56 en el pozo Macondo y en tres pozos de la explotación de Galápagos (Figs. 1 y 7). Estos pozos se eligieron porque las mediciones de presión se realizaron antes de la producción en cualquiera de los dos lugares; por lo tanto, se interpreta que las mediciones registran las presiones in situ no afectadas por la producción o la liberación de Macondo (Fig. 1, círculos rojos y estrellas amarillas). Muchas de las mediciones se realizaron en secciones con hidrocarburos. Para determinar la sobrepresión del acuífero en estos casos, hay que eliminar el efecto de flotación de la columna de hidrocarburos (por ejemplo, ref.18). En concreto, la presión de los hidrocarburos se proyecta hasta el contacto hidrocarburo-agua (HWC) utilizando la densidad de los hidrocarburos derivada del MDT (Fig. 7). Para cada pozo de Macondo y Galápagos, restringimos el HWC, la densidad de la fase de hidrocarburo y la densidad de la fase de agua con datos de registro, MDT y sísmicos. A continuación, calculamos la sobrepresión del acuífero en Macondo y Galápagos, teniendo en cuenta la densidad del agua de los poros (ua* = u – ρpwgzSS).

Presión frente a la profundidad de las mediciones M56 MDT de cuatro pozos. Las presiones en fase acuosa para las estructuras Macondo y Galápagos se muestran como líneas azules discontinuas. Una línea verde discontinua denota el gradiente de hidrocarburos M56 en Macondo. Las líneas horizontales sólidas localizan los contactos hidrocarburo-agua observados y estimados.

En Macondo, interpretamos que el cierre de 4 vías de la estructura M56 (Fig. 1b) se llenó hasta su punto de derrame. Interpretamos una cresta estructural a 17.720 pies (5401 m), una silla de montar a 18.375 (5601 m) y, por lo tanto, una altura de columna de 655 pies (200 m) corrigiendo la interpretación de BP antes de la perforación15. BP interpretó que las amplitudes sísmicas apoyaban esta interpretación de relleno para el HWC15. Calculamos que la sobrepresión del acuífero, ua*, es igual a 3.386 psi (23,35 MPa) utilizando un gradiente de hidrocarburos de 0,24 psi/pie (5,43 MPa/km) y un gradiente de agua de poros de 0,465 psi/pie (10,52 MPa/km). Es posible que la estructura no se haya llenado hasta el derrame, por lo que el HWC es más superficial. El LLOG-253-1 (Fig. 1, punto azul más septentrional) proporciona la penetración de hidrocarburos más profunda de la M56 en la estructura Macondo a 18.150 pies (5.532 m), lo que arroja un límite superior para la sobrepresión del acuífero de 3.436 psi (23.69 MPa)

Los tres pozos de desarrollo de Galápagos (519-1, 519-2 y 562-1) (Fig. 1) limitan la presión del acuífero en este lugar a un único valor (Fig. 7). En 519-1, dos lóbulos de arenisca apilados verticalmente comprenden la M56. Cada lóbulo muestra un HWC distinto, pero ambos comparten una ua* de 3.436 psi (23,69 MPa). El 519-2 sólo encontró agua en la M56, lo que arroja una ua* de 3.430 psi (23,65 MPa). Utilizamos estas mediciones de la MDT de la 519-2 para estimar la densidad del agua de los poros de la M56 en 0,465 psi/pie (10,52 MPa/km). 562-1 encontró hidrocarburos en la M56 y no penetró en una HWC. Un cálculo de la presión del acuífero que asume que la HWC está justo debajo de la arenisca da como resultado una ua* de 3.433 psi (23,67 MPa), que es casi idéntica a las observadas en los pozos 519-1 y 519-2. Utilizamos la media, 3.433 psi (23,67 MPa), para describir la sobrepresión del acuífero en el desarrollo de Galápagos.

Perfiles de temperatura

Determinamos los perfiles de temperatura en Macondo y 562-1 utilizando las temperaturas registradas durante el muestreo de fluidos de poros del MDT (Fig. 8, símbolos abiertos). Las temperaturas entre 113,3 y 113.7 °C en tres puntos de muestreo del MDT en el pozo Macondo entre 13.008 y 13.064 pies (3.965 y 3.982 m) por debajo del suelo marino (Fig. 8, rectángulos). En el pozo 562-1, cuatro puntos de muestreo del MDT registran temperaturas entre 93,5 y 98,4 °C para profundidades entre 11.633 y 12.316 pies (3.545 y 3.754 m) por debajo del lecho marino (Fig. 8, rombos). El modelo de temperatura de BP para Macondo (Fig. 8, línea negra superior)8 es 3,8 °C más alto que la media de las temperaturas registradas en la M56 (Fig. 8, barras de error rectangulares). Suponemos que esta diferencia refleja una corrección por el enfriamiento del pozo. En Macondo, las mediciones del MDT se adquirieron tres días después de la finalización de la perforación, lo que es comparable al intervalo de cuatro días en 562-1. Por lo tanto, aplicamos la misma corrección de 3,8 °C a las mediciones de 562-1 (Fig. 8, barras de error en forma de diamante). Nuestro modelo de temperatura para 562-1 asume un descenso lineal desde las mediciones corregidas del depósito hasta el fondo marino (Fig. 8, línea negra inferior). Las temperaturas del agua del fondo marino en aguas profundas del Golfo de México se aproximan a los 4 °C para las profundidades de agua observadas en Macondo y 562-1.

Temperatura frente a la profundidad bajo el fondo marino en Macondo y 562-1. Los símbolos abiertos muestran las mediciones de la temperatura del fluido de los poros del MDT. Las barras de error proyectadas desde la derecha representan una corrección por el enfriamiento del pozo. El modelo de temperatura de BP se utiliza en Macondo; las temperaturas de 562-1 se modelan utilizando una proyección lineal hacia el fondo marino. El esquema de colores y las líneas de puntos muestran las zonas de transición S/I derivadas de la temperatura.