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Comparación del modelo geomecánico obtenido a través de DInSAR con el modelo existente generado a partir de registros de pozos
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Comparación del Modelo Geomecánico obtenido a través de
DInSAR con el Modelo existente generado a partir de
Registros de Pozos para el yacimiento Lagunillas Inferior-07
(LGINF-07) en el Lago de Maracaibo, Venezuela
Darío Antonio González Freites1 Orlando Zambrano Mendoza2
Jorge Luis Barrios 3
1 Occidental Petroleum Corporation, Oxy Tower Woodlands, 1201 Lake Robbins Dr, The Woodlands, TX 77380, USA.
Correo electrónico: dgonzalez10j@gmail.com
2 Programa de Ingeniería de Petróleo, Escuela de Petróleo. Facultad de Ingeniería, Universidad del Zulia, Sector Grano de Oro,
Apartado postal 4011-A-526. Maracaibo, Zulia, Venezuela.
Correo electrónico: ozambrano@fing.luz.edu.ve
3 Battelle memorial Institute, Ohio Columbus, 505 king Av, Columbus Ohio, 43201. / Ohio State University,
Columbus Ohio.
Correo electrónico: Barrios.23@osu.edu
Autor de correspondencia: dgonzalez10j@gmail.com
https://doi.org/10.22209/rt.v47a09
Recepción: 31 mayo 2024 | Aceptación: 08 noviembre 2024 | Publicación: 21 diciembre 2024.
Resumen
El yacimiento LGINF-07, ubicado en el campo Lagunillas Lago dentro de la cuenca del Lago de Maracaibo, abarca
200.000 m² y contiene crudo de 18° API, que representa el 73 % del petróleo original en sitio (POES). La extracción
ha inducido compactación de rocas, generando subsidencia progresiva. Para optimizar el monitoreo, se aplicó la
técnica DInSAR en plataformas petroleras, permitiendo comparar subsidencia y producción en las áreas más afectadas.
El objetivo del estudio fue comparar el modelo geomecánico 1D obtenido mediante DInSAR con el modelo basado
en registros de pozos, integrando datos petrofísicos y sónicos recientes, así como la caracterización de núcleos. Los
resultados revelaron un régimen de esfuerzo normal (σV > σH > σh) y mostraron que el modelo actualizado es más
preciso que el previo basado en correlaciones. La combinación de DInSAR con parámetros geomecánicos mejoró la
precisión en la identificación de áreas críticas de hundimiento, destacando las parcelas AGUA-230, AGUA-241 y
AGUA-242 como las más afectadas. Esta actualización optimiza la gestión operativa y la toma de decisiones
estratégicas, mitigando los impactos de la subsidencia sobre la infraestructura crítica del campo y mejorando la
eficiencia en la producción.
Palabras clave: Compactación; caracterización geomecánica; DInSAR; geopresiones; subsidencia.
Comparison of Geomechanical Models obtained from
DInSAR with existing model generated from well logs for
the Lower Lagunillas-07 (LGINF-07) Reservoir in Lake
Maracaibo, Venezuela
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Gonzalez Freites et al.
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Abstract
The LGINF-07 reservoir, located in the Lagunillas Lago field within the Lake Maracaibo basin, spans 200,000 m²
and contains 18° API crude oil, accounting for 73% of the original oil in place (OOIP). Production-induced rock
compaction has caused progressive surface subsidence. To enhance monitoring, the DInSAR technique was applied
to all oil platforms, enabling comparisons between subsidence and production values in the most affected areas. The
study aimed to compare the 1D geomechanical model obtained through DInSAR with the existing model based on
well logs, incorporating recent petrophysical and sonic data as well as core sample characterization. Results revealed
a normal stress regime (σV > σH > σh) and demonstrated that the updated model is more accurate than the previous
correlation-based model. The integration of DInSAR with geomechanical parameters improved the identification of
critical subsidence areas, highlighting AGUA-230, AGUA-241, and AGUA-242 as the most affected. This updated
model enhances operational management and strategic decision-making, helping to mitigate the impact of subsidence
on critical infrastructure and improving production efficiency
Keywords: Compaction; DInSAR; geomechanical characterization; geopressured; subsidence.
Comparação de modelos geomecânicos obtidos do DInSAR
com os registros de poços existentes para o reservatório
Lower Lagunillas-07 no Lago Maracaibo, Venezuela
Resumo
O campo LGINF-07, localizado no campo Lagunillas Lago, na bacia do Lago Maracaibo, abrange
aproximadamente 200 mil m². Este reservatório apresenta complexidade estratigráfica e contém petróleo bruto de 18°
API, o que representa 73% do volume total de óleo original in place (POES). O mecanismo de produção predominante
é a compactação da rocha, o que tem levado ao afundamento progressivo da superfície na área de interesse
(subsidência). Para atualizar o monitoramento da subsidência superficial, a técnica DINSAR foi aplicada a todas as
plataformas de petróleo. Os valores de subsidência foram comparados com os valores de produção nas zonas mais
afetadas por este fenómeno. Um modelo geomecânico 1D atualizado foi gerado, combinando os resultados do DInSAR
com o modelo de geopressão, os parâmetros mecânicos elásticos dinâmicos e as magnitudes de campo e tensão
presentes no reservatório, utilizando perfis petrofísicos e sônicos recentes do poço LL-4034 e a caracterização
geomecânica de amostras de núcleo do poço LL-3548. Os resultados mostraram que o reservatório LGINF-
07 apresenta regime de tensões normais (σV > σH > σh). Este novo modelo foi cruzado com o modelo geomecânico
existente, gerado a partir de correlações, resultando em um modelo mais preciso.
Palavras-chave: DINSAR; subsidência; compactação; caracterização geomecânica; geopressões.
Introducción
El yacimiento Lagunillas Inferior-07 (LGINF-07) se encuentra ubicado en el Campo Lagunillas, perteneciente al
miembro Lagunillas Inferior de la formación Lagunillas, del Mioceno Medio, en la zona centroeste del yacimiento;
cubre una superficie aproximada de 200.000 m2, donde la profundidad de las arenas productoras miocenas para las
aguas de interés varía entre 1.085,09 y 1.470,05 m, aproximadamente, perteneciendo a la formación Lagunillas y La
Rosa, y estando agrupadas en tres miembros productores: Laguna, Lagunillas y La Rosa (Briceño, 2009). En 2009 se
llevó a cabo un proyecto para la construcción de un modelo geomecánico 1D mediante la evaluación de las
propiedades mecánicas de la roca en el yacimiento LGINF-07. El objetivo era optimizar las operaciones de los pozos
que pudieran afectar y dañar la formación según las características de la roca (Torres, 2009).
Esta caracterización geomecánica se realizó a partir del análisis de muestras del núcleo del pozo LL-3548,
obtenidas en 1998, enfocándose en los miembros Laguna y Lagunillas Inferior, adicionalmente se integraron con datos
de movimientos superficiales de las plataformas petroleras obtenidas mediante mediciones geodésicas convencionales
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de nivelación de precisión (Torres, 2009). Esto permitió abordar los cambios volumétricos y la deformación presentes
en las arenas no consolidadas del yacimiento (Torres, 2009).
Es importante destacar que la cuenca del lago de Maracaibo es una de las áreas petroleras más importantes de
Venezuela y ha sido explotada durante más de 110 años, lo que ha provocado la subsidencia del terreno (Leal, 1989).
Este fenómeno se debe principalmente a dos causas: la extracción de grandes volúmenes de hidrocarburos, la cual
reduce la presión en los yacimientos subterráneos, y la compactación de sedimentos, resultante de dicha extracción,
contribuyendo también a un hundimiento gradual del terreno (Leal, 1989).
Es por ello que, desde 1926 la empresa petrolera Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima (PDVSA) ha ejecutado
mediciones geodésicas de nivelación de precisión en la cuenca, proporcionando datos cruciales sobre los movimientos
verticales del terreno y permitiendo monitorear la tasa de subsidencia (Leal, 1989). En la década de 1950, la red de
monitoreo se amplió para incluir las plataformas petroleras en el lago, ofreciendo una visión más completa del
fenómeno y ayudando a desarrollar estrategias de mitigación. (Leal, 1989).
Debido a los altos costos de personal en campo, tiempo y difícil acceso a ciertas zonas, en el 2016 la empresa
Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima (PDVSA) decidió ejecutar un proyecto aplicando la técnica satelital
DInSAR (Differential Interferometry Synthetic Aperture Radar) para el control y monitoreo de deformaciones
superficiales en las instalaciones petroleras del Lago de Maracaibo, pertenecientes a la unidad de producción
Lagunillas Lago (U. P. Lagunillas Lago) (Barrios et al., 2016).
Los resultados obtenidos se integraron con el modelo de geopresiones, los parámetros mecánicos elásticos
dinámicos, el campo y las magnitudes de esfuerzos presentes en el yacimiento, utilizando registros petrofísicos y
sónicos recientes del pozo LL-4034, así como la caracterización geomecánica de muestras del núcleo del pozo LL-
3548. Esta integración permitió generar un modelo geomecánico 1D actualizado para el yacimiento LGINF-07
(Barrios et al., 2016).
Estudios más recientes DInSAR ejecutados en áreas cercanas a la zona de interés de esta investigación, tales como
los de Arenas (2018) y Quintana (2021), solo arrojaron resultados en tierra firme. Cabe mencionar que los resultados
de DInSAR proporcionan una medición de los desplazamientos de la superficie de la tierra para el monitoreo las
tensiones de los yacimientos, la presión de los fluidos y los cambios de volumen (Bevc et al., 2022). La deformación
observada por la tecnología DInSAR en un pozo de inyección se puede atribuir a la inyección superficial de fluidos
(Shirzaei et al., 2019).
También es una técnica rentable y se utiliza en muchas aplicaciones, incluyendo el control y monitoreo de la
inyección de dióxido de carbono (CO2) tanto para el almacenamiento a largo plazo como para el mejoramiento la
producción de petróleo y gas (Vasco et al., 2020). Adicionalmente, proporciona más evidencia de la utilidad del
monitoreo de fugas basado en esta técnica y la capacidad de determinar con precisión la profundidad de la inyección
(Angarita et al., 2023).
Este trabajo tiene como objetivo comparar dos modelos geomecánicos para el yacimiento LGINF-07, ubicado en
la unidad de producción Lagunillas Lago del Lago de Maracaibo, utilizando técnicas geodésicas convencionales y la
interferometría diferencial SAR (DInSAR) para monitorear el fenómeno de subsidencia. El alcance incluye la
integración de datos recientes de registros de pozos con mediciones satelitales, permitiendo validar y mejorar la
precisión del modelo geomecánico actualizado. El propósito es optimizar la gestión operativa del yacimiento, facilitar
la toma de decisiones estratégicas, reducir riesgos para la infraestructura crítica y garantizar una producción eficiente
y sostenible en las plataformas petroleras afectadas por la subsidencia.
Materiales y Métodos
Área de estudio
El yacimiento LGINF-07 está ubicado al noreste de la cuenca del Lago de Maracaibo y forma parte del campo
Lagunillas, unidad de producción Lagunillas Lago (U. P. Lagunillas Lago), el cual se puede observar en la Figura 1
(Torres, 2009). Este yacimiento cubre una extensión de aproximadamente 200.000 m² (31.000 acres) y contiene una
acumulación de crudos pesados de 18° API. La producción en este yacimiento comenzó en mayo de 1926. El intervalo
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del yacimiento tiene un espesor promedio de 182.88 m y corresponde estratigráficamente, de base a tope, a los
miembros La Rosa y Santa Bárbara de la formación La Rosa, así como a los miembros Lagunillas Inferior y Laguna
de la formación Lagunillas; todos de edad Mioceno (Torres, 2009).
Figura 1. Zona de producción de la U. P. Lagunillas Lago-PDVSA sobre el Lago de Maracaibo, Venezuela
(línea roja).
Modelo geomecánico 1D existente
En 2009, se llevó a cabo un proyecto para construir un modelo geomecánico mediante la evaluación de las
propiedades mecánicas de la roca. Esta caracterización geomecánica se realizó tomando muestras del núcleo del pozo
LL-3548, específicamente de los miembros Laguna y Lagunillas Inferior. Este enfoque permitió abordar los cambios
volumétricos y la deformación de las arenas no consolidadas del yacimiento, proporcionando información clave para
la gestión de los recursos. El objetivo principal de este estudio fue desarrollar un modelo geomecánico 1D a través de
una evaluación de las propiedades mecánicas de la roca. Estas propiedades son esenciales, ya que miden los esfuerzos,
la resistencia y la deformación de la roca (Torres, 2009). El propósito es optimizar las operaciones de perforación de
pozos, minimizando el daño a la formación geológica en función de las características específicas de la roca (Torres,
2009).
Inicialmente, se analizaron diversos parámetros mecánicos, incluyendo los módulos elásticos dinámicos y estáticos.
Se establecieron correlaciones matemáticas entre estos módulos, lo que permitió una comprensión más precisa de la
respuesta mecánica de la roca bajo diferentes condiciones de esfuerzo. Además, se investigó la posible compactación
del yacimiento, un factor crítico para la integridad a largo plazo de las formaciones. Un aspecto técnico destacado en
la construcción del modelo geomecánico fue la integración de datos históricos de velocidades de hundimiento
superficiales.
Estos datos fueron medidos mediante nivelación geodésica de precisión, lo cual permitió una evaluación exacta de
los movimientos del terreno y su impacto en la estabilidad de la formación. En cuanto a la magnitud de los esfuerzos
principales, se determinó que el gradiente de esfuerzo vertical es de 44,01 Pascal. Los gradientes de esfuerzos
horizontales máximo y mínimo se calcularon en 41,66 y 33,52 Pascal, respectivamente. Estos resultados indican que
el régimen de esfuerzos en la zona de estudio es de tipo normal (σv > σH > σh) (Torres, 2009).
0 10000 200005000 Metros
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Nivelación geodésica de precisión
En 1929, la empresa Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima (PDVSA) estableció una red de control de
subsidencia a lo largo de la Costa Oriental del Lago de Maracaibo, específicamente en la población de Lagunillas y
posteriormente se extendió para cubrir Cabimas, Tía Juana, Bachaquero y Mene Grande, así como los campos
petroleros cercanos a la costa del lago (Leal,1989). Hasta la fecha, la red cubre un área de aproximadamente 1.600.000
m² y comprende 1.889 puntos de referencia en tierra, así como 329 en el lago, en plataformas petroleras cercanas a la
costa. Los estudios de monitoreo de subsidencia se realizan a intervalos de dos años. La elevación de cada punto de
referencia se ha referido originalmente al nivel medio del agua del lago (MLWL, por sus siglas en inglés) (Murria,
1991).
Datos SAR
Con la finalidad de ejecutar un proyecto en paralelo con las mediciones convencionales de nivelación geodésica
de nivelación y a su vez mejorar los tiempos adquisición de datos, así como la entrega de resultados y eliminar tiempo
en de personal en campo, PDVSA contrató a la empresa AIRBUS Space and Defense para la adquisición y
procesamiento de 69 imágenes satelitales SAR de la plataforma TerraSAR-X (radar de apertura sintética en banda X).
Estas imágenes cubrieron un área aproximada de 2.500.000 m², con un periodo de adquisición entre el 29 de julio de
2011 y el 21 de marzo de 2015, y una resolución temporal de 11 días de revisita.
Se utilizó un modelo digital de elevación (DEM) intermedio de la misión WorldDEM™ como estimación de altura
inicial, lo que resultó en una mejora significativa de la exactitud de los resultados en comparación con el uso de un
DEM SRTM (modelo digital de elevación de la misión de topografía Radar Shuttle). La calidad de los datos se verificó
antes de su procesamiento comparando los datos obtenidos con la información histórica generada a través de
mediciones de nivelación de precisión. Se emplearon las órbitas científicas de TerraSAR-X, que proporcionan la
mayor exactitud orbital para dicho procesamiento (Barrios et al., 2016).
Dentro de la fase de procesamiento de los datos SAR, se aplicaron dos métodos los cuales son: Interferometría
diferencial de radar (DInSAR) y línea de base corta o SBAS (Small BASeline) (Angarita et al., 2023). Como es sabido,
la metodología de procesamiento DInSAR, incluye todos los pasos que transforman un conjunto de imágenes SAR
(Synthetic Aperture Radar) en un conjunto de interferogramas diferenciales. Los interferogramas diferenciales son las
imágenes que contienen la información de movimiento relativo entre las dos imágenes que lo componen. A
continuación, se describen los pasos generales para el procesamiento (Barrios et al., 2016):
• Selección de la imagen maestra o principal.
• Creación de los interferogramas.
• Compensación de la componente topográfica para generar los interferogramas diferenciales.
• Filtrado para reducir el grado de ruido presente en los interferogramas.
• Generación de los mapas de coherencia asociados a cada interferograma diferencial como indicadores de la
calidad de la fase interferométrica.
Es importante mencionar que, la compactación y subsidencia se pueden estimar analíticamente sólo en casos
ideales, utilizando la teoría poroelasticidad, una rama de la física que estudia la mecánica de sólidos deformables (Fjar
et al., 2008). Aparte de los detalles matemáticos, es muy importante conocer los causantes de este mecanismo de
producción con el fin de predecir el momento en que podría convertirse en un problema. Según Fjær et al., (2008), la
compactación de un yacimiento depende principalmente de tres factores: incremento del esfuerzo efectivo, espesor
del yacimiento y compresibilidad de la roca.
Registros en la zona de interés
Uno de los registros más utilizados en el área de geomecánica son los sónicos. Este tipo de registros contienen
información geomecánica crítica para la caracterización de yacimientos no convencionales (He et al., 2019). Para
determinar y estimar las propiedades mecánicas del yacimiento, como la porosidad y comprensibilidad del yacimiento,
e identificar las zonas de presiones anormales y estimar la permeabilidad, se seleccionaron y recolectaron datos de
registros sónicos, densidad y GR que se corrieron en el yacimiento para ser utilizados con la finalidad de generar la
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sección estructural del mismo sobre los pozos ubicados en la zona de Lagunillas Lago (Barrios et al., 2016). En la
Tabla 1 se muestran los registros seleccionados.
Tabla 1. Registros corridos en los pozos ubicados en la U.P. Lagunillas Lago, Oeste del Lago de Maracaibo,
Venezuela.
POZO
REGISTRO
TIPO REGISTRO
PROFUNDIDAD
(Pies)
FECHA
LL-4005
Sónico
Triple Combo ADT-HRLA-
PEX-EMS-GR-SP
2774
22/07/2012
LL-4016
Sónico
Triple Combo TLD-CNL-
PPC-GR-HALS-SP
3092
04/03/2013
LL-4034
Sónico
AIT-TLD-CNL-DSI-PPC-
GR
3750
13/10/2013
LL-2650
Convencional
Densidad/GR
4198
20/07/2012
LL-2486
Convencional
Densidad/GR
4105
10/01/2013
LL-2069
Convencional
Densidad/GR
4031
21/02/2013
LL-3548
Convencional
Densidad/GR
3868
25/05/2013
LL-3577
Convencional
Densidad/GR
4932
14/08/2012
ADT= Dipolo acústico, HRLA= Arreglo de laterolog de alta resolución, PPC= Control de presión de bombeo, PPC= Registro de
neutrones compensado, GR= Rayo Gamma, HALS= Sonda laterológica azimutal de alta resolución, SP= Registro de Potencial
Espontáneo, AIT= Herramienta de inducción de matriz, TLD= Dispositivo triple laterolog, CNL= Registro de neutrones
compensado, DSI= Generador de imágenes sónico de cizallamiento dipolar.
Es importante resaltar también que se ubicaron los ensayos de muestras de núcleo realizadas al pozo LL-3548 en el año 1998,
lo que se traduce que dicho pozo es clasificado como clave para la investigación. En la Figura 1 se presenta la ubicación de los
registros utilizados para el estudio:
Figura 2. Ubicación de los pozos donde se generaron los registros en la U.P. Lagunillas Lago, Oeste del Lago de
Maracaibo, Venezuela.
Por otro lado, de la ecuación de onda para medios elásticos continuos y la teoría de elasticidad se determinó que
las velocidades de propagación de ondas P y S son función de los módulos elásticos, esto significa, que si se conocen
los tiempos de tránsito o las velocidades de propagación de las ondas compresional y de corte se pueden entonces
expresar los módulos elásticos con las siguientes ecuaciones (Fjær et al., 2008):
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Relación de Poisson:
(1)
Módulo de corte G (LPC) (libras por pulgada cuadrada):
(2)
Donde: a= 2,34x1010, Δtp= tiempo de tránsito de la onda compresional (μseg/pie), Δts= tiempo de tránsito de la
onda de corte (μseg/pie), ρb= densidad de roca (g/cc).
Módulo de Young E (LPC):
(3)
Módulo Volumétrico Kb (LPC):
(4)
Donde: a= 1,34x1010, Δtp= tiempo de tránsito de la onda compresional (μseg/pie), Δts= tiempo de tránsito de la
onda de corte (μseg/pie), ρb= densidad de roca (g/cc).
Por otro lado, se puede acotar que la compresibilidad total (Cb) en un intervalo dado y a una temperatura fija se
define como el cambio de volumen por unidad de volumen inicial causado por una variación de presión. Dicha
propiedad puede ser calculada como la inversa del módulo volumétrico (K). Para ello se consideraron los resultados
obtenidos a partir del análisis de las propiedades mecánicas elásticas del procesamiento del registro sónico bipolar
para el pozo LL-4034, utilizando la siguiente ecuación, en función de los módulos elásticos de Young E y razón de
Poisson (Zoback, 2010):
(5)
Resultados y Discusión
Tras la realización del procesamiento DInSAR, los resultados obtenidos se cotejaron con las mediciones
convencionales de precisión ejecutadas en la zona de interés. La validación con las mediciones convencionales
permitió verificar la exactitud y fiabilidad de los datos DInSAR, asegurando que los resultados reflejaran fielmente
los movimientos de las plataformas petroleras ubicadas dentro del área estudiada. En la Figura 3 se ilustran estos
resultados. La diferencia máxima reportada fue de 0,047 m y la mínima de 0,042 m, con una media de 0,013 m.
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Figura 3. Mapa de diferencias de velocidades anuales de hundimiento DinSAR vs nivelación geodésica de precisión en la
U.P. Lagunillas Lago, Oeste del Lago de Maracaibo, Venezuela.
Los resultados del procesamiento interferométrico DInSAR arrojaron que las parcelas que obtuvieron mayor tasa
de hundimiento fueron las siguientes: AGUA-230, AGUA-241 y AGUA-242, dentro de las cuales existen un total de
193 pozos, 1 estación de flujo, 5 múltiples de gas, 3 múltiples de producción y un múltiple de alta presión, con
velocidades de hundimiento mayor o igual a -0,04 m/año y con una subsidencia acumulada mayor o igual de -0,130
m entre el período julio 2011 y marzo 2015. En la Figura 4 se detallan las facilidades y pozos mayormente afectados
por el fenómeno de subsidencia.
Figura 4. Ubicación espacial de las facilidades y pozos mayormente afectados por la subsidencia en la U.P. Lagunillas Lago,
Oeste del Lago de Maracaibo, Venezuela.
Diferencias de velocidades de hundimiento
DInSAR vs Nivelación geodésica
(cm)
-0.5 - -0.4
-0.4 - -0.3
-0.3 - -0.2
-0.2 - -0.1
-0.1 - 0
0 - 0.1
0.1 - 0.2
0.2 - 0.3
0.3 - 0.4
0500 1000250 Metros
0500 1000250 Metros
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Seguidamente, se seleccionaron los pozos e instalaciones que reportaron mayor hundimiento y velocidad en la zona
de interés, ya que el resto presentaron un comportamiento similar. En la Figura 5 se muestra la ubicación de los
mismos. Entre los pozos identificados se encuentran LL-292, LL-3835 y LL-227.
Figura 5. Ubicación espacial de los pozos mayormente afectados por la subsidencia en la U.P.
Lagunillas Lago, Oeste del Lago de Maracaibo, Venezuela.
El pozo que develó el mayor hundimiento acumulado fue el LL-3835, con un valor de -0,178 m en el tiempo de
observación aplicado y una velocidad media anual de -0,046 m/año. Este pozo está ubicado en el límite sur de la
parcela AGUA-230. Por su lado, el pozo LL-292 registró una velocidad de hundimiento medio anual de -0,048 m/año
y una subsidencia acumulada de -0,176 m, para la misma ventana temporal. El comportamiento se presenta en la
Figura 6.
0500 1000250 Metros
-0.200
-0.180
-0.160
-0.140
-0.120
-0.100
-0.080
-0.060
-0.040
-0.020
0.000
7/1/2011
9/1/2011
11/1/2011
1/1/2012
3/1/2012
5/1/2012
7/1/2012
9/1/2012
11/1/2012
1/1/2013
3/1/2013
5/1/2013
7/1/2013
9/1/2013
11/1/2013
1/1/2014
3/1/2014
5/1/2014
7/1/2014
9/1/2014
11/1/2014
1/1/2015
3/1/2015
Hundimiento acumulado (m)
Fecha
LL 292 LL 227 LL 3835
11
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Figura 6. Comportamiento temporal de los pozos LL 292, LL 227 y LL 3835 con mayor afectación de subsidencia:
hundimiento acumulado en metros.
Por otra parte, para el mismo período de mediciones, el pozo LL-227 presentó un hundimiento anual promedio
de -0,044 m/año y un hundimiento acumulado de -0,162 m. Este se encuentra en el límite noroccidental de la parcela
AGUA-242. En general, los valores de subsidencia reportados por los pozos son considerados moderados. Para el
caso de las facilidades, se seleccionaron dos, MG-LH-1-20 y MP-LL-LH-9, tal y como se evidencia en la Figura 7.
Figura 7. Comportamiento temporal de las facilidades operacionales de superficie MG-LH-1-20 y MP-LL-LH-9
mayormente afectadas por la subsidencia: hundimiento acumulado en metros.
La instalación MG-LH-1-20 se encuentra ubicada cercana al límite oriental de la parcela AGUA-241. En dicha
instalación se encontró un hundimiento acumulado de -0,162 m y una velocidad media anual de -0,044 m/año,
considerada como una tasa de hundimiento moderada. De forma análoga, el comportamiento del MP-LL-LH-9 es
similar al anterior con una tasa anual promedio de hundimiento de -0,041 m/año y una subsidencia acumulada de -
0,153 m. Cotejando estos resultados con el mapa isobárico del yacimiento al datum 1.082,64 m, se tiene que para las
parcelas AGUA-230, AGUA-241 y AGUA-242, se tiene un rango de presión de poros entre 3.447,380 y 4.826,332
Pascal, entre 3.447,380 y -5.171,070 Pascal y entre 5.515,808 y -8.273,712 Pascal, respectivamente. Esto confirma
que, a mayor presión de poros, mayor es la producción y menor la subsidencia. Por su parte de manera inversa, a
menor presión de poros, menor es la producción y mayor la subsidencia (Barrios et. al, 2016). En las Tablas 2 y 3 se
muestran los resultados del modelo geomecánico 2009.
Tabla 2. Resumen de propiedades mecánicas de la roca: Año 2009.
Miembro
Profundidad (m)
UCS (Pascal)
Co (Pascal)
φ
Ed 109
(Pascal)
vd
α
Biot
Laguna
960,12
3.102,642 -
13.789,520
39.300,13
36,8
1,12
9193
0,9961
Lagunillas
Inferior
1005,84
1.723.690 -
10.686,878
31.026,42
32,4
1,77
7193
0,9966
-0.180
-0.160
-0.140
-0.120
-0.100
-0.080
-0.060
-0.040
-0.020
0.000
7/16/2011
2/1/2012
8/19/2012
3/7/2013
9/23/2013
4/11/2014
10/28/2014
5/16/2015
Hundimiento acumulado (m)
Fechas
MG-LH-1-20 MP-LL-LH-9
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Comparación del modelo geomecánico obtenido a través de DInSAR con el modelo existente generado a partir de registros de pozos
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Tabla 3. Estado de esfuerzos en las formaciones Laguna y Lagunillas Inferior: Año 2009.
Miembro
Profundidad (m)
v 107
(Pascal)
h 107
(Pascal)
H 107
(Pascal)
Po 107
(Pascal)
Laguna
960,12
2,08
1,59
1,94
5,07
Lagunillas
Inferior
1005,84
2,21
1,60
2,01
5,52
v= Esfuerzo vertical o sobrecarga, h= Esfuerzo horizontal mínimo, H= Esfuerzo horizontal máximo, Po= Presión de Poro.
En la Tabla 4 se destacan los gradientes de esfuerzos medios ponderados por arena, de cada miembro, indicando que la región
está experimentando un campo de esfuerzo de régimen tipo normal (σV > σH > σh).
Tabla 4. Gradiente de esfuerzos principales para ambos miembros:
Año 2009.
Miembro
v (Pascal)
H (Pascal)
h (Pascal)
Laguna
43,57
42,61
33,52
Lagunillas
Inferior
46,44
40,70
33,52
LGINF-07
45,01
41,66
33,52
v= Gradiente de esfuerzo vertical o sobrecarga, h= Gradiente de esfuerzo horizontal mínimo, H= Gradiente de esfuerzo
horizontal máximo.
Para el año 2016, los parámetros mecánicos y elásticos se determinaron utilizando el programa Drillworks Predict,
que integra todos los resultados obtenidos de DInSAR en conjunto con los resultados del equipo de ensayo al realizar
las pruebas en las muestras pertenecientes a los pozos LL-2899 y LL-3577 (Tabla 5). Entre el conjunto de pruebas
que se realizó están: resistencia a la tensión por medición indirecta (Brazilian Test), resistencia a la compresión sin
confinamiento (UCS) y ensayos triaxiales (Torres, 2009).
Tabla 5. Valores resultantes de esfuerzos horizontales, vertical y presión de poros para el yacimiento LGINF-07, año 2016.
Miembro
Profundidad
media (m)
OBG medio
(Pascal)
SHG medio
(Pascal)
ShG medio
(Pascal)
PP medio
(Pascal)
Laguna
1.002,792
21.001.438,96
16.940.425,32
12.879.411,68
4.757.384,40
Lagunillas
Inferior
1.077,468
22.635.497,08
18.084.955,48
13.534.413,88
4.433.330,68
Gradiente
(Pascal)
6.391,44
5.129,70
3.874,86
1.351,37
OBG= Gradiente de sobrecarga, SHG= Esfuerzo horizontal máximo, ShG= Esfuerzo horizontal mínimo, PP= Presión de poro.
Utilizando las Ecuaciones 1, 2, 3 y 4 se obtuvo el valor de la compresibilidad (Cb), cuyo comportamiento a lo largo
del yacimiento LGINF-07, se describe eb la Figura 8. Se observa que Cb en el miembro Laguna se mantiene entre un
rango muy bajo de 4,59x10-3 y 3,03x10-3 Pascal. Por su parte, el miembro Lagunillas Inferior, presenta un
comportamiento anormal con tendencia hacia el aumento en los primeros 36,58 m de este, con un valor máximo de
1,23x10-2 Pascal. Más allá de la profundidad de 1.085,088 m las magnitudes de Cb retornan nuevamente al rango
detectado en el miembro Laguna, tal como se aprecia en la Tabla 6.
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Gonzalez Freites et al.
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Figura 8. Comportamiento de la compresibilidad a lo largo de todo el yacimiento LGINF-07.
Tabla 6. Valores reportados de la compresibilidad para los miembros Laguna y Lagunillas Inferior.
Miembro
Rango de
profundidad (m)
Valor Máx-
Comprensibilidad.
Valor Mín-
Comprensibilidad.
Valor medio-
Comprensibilidad.
Laguna
969.26-1.036,32
8,21x10-7
5,21x10-7
6,73 x10-7
Lagunillas
Inferior
1.037,84-1.117,09
1,78x10-6
5,60 x10-7
8,92 x10-7
Adicionalmente, los resultados de Cb fueron cotejados con la compresibilidad observada en laboratorio para las
muestras de núcleo obtenidas en el pozo LL-3548, resultando la curva que se presenta en la Figura 9 y su respectiva
ecuación ajustada.
Figura 9. Comportamiento de la compresibilidad calculada versus compresibilidad medida en laboratorio.
En las Figuras 10 a 14 se muestran las curvas comparativas entre 2009 y 2016 de los esfuerzos horizontales
máximos, esfuerzos horizontales mínimos, sobrecargas, presión de poros y presión efectiva. Las diferencias medias
0,00E+00
2,00E-03
4,00E-03
6,00E-03
8,00E-03
1,00E-02
1,20E-02
1,40E-02
960,0 980,0 1000,0 1020,0 1040,0 1060,0 1080,0 1100,0 1120,0
Compresibilidad (Pascal)
Profundidad (m)
Laguna Lagunillas Inferior
y = 0.005x2+ 0.004x + 0.0046
4.00E-03
4.50E-03
5.00E-03
5.50E-03
6.00E-03
6.50E-03
0.00E+00 5.00E-02 1.00E-01 1.50E-01 2.00E-01 2.50E-01 3.00E-01
Compresibilidad dinámica (Pascal)
Compresibilidad laboratorio (Pascal)
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Comparación del modelo geomecánico obtenido a través de DInSAR con el modelo existente generado a partir de registros de pozos
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entre las curvas de 2009 y 2016 para la sobrecarga, el esfuerzo horizontal máximo, el esfuerzo horizontal mínimo y la
presión de poros son de 379.211,80; 2.971.641,56; 3.281.905,76; 5.633.018,92 Pascal, respectivamente. Se observa
que las curvas generadas recientemente para los esfuerzos horizontales (máximo y mínimo) y vertical (sobrecarga),
así como la presión de poros, son significativamente menores en comparación con las magnitudes calculadas en 2009.
Sin embargo, el régimen de esfuerzo predominante en el yacimiento se mantiene (σv > σH > σh). La curva de
presión efectiva de 2016 muestra un aumento progresivo en su magnitud a lo largo de todo el yacimiento LGINF-07,
alcanzando un valor máximo de 1,99x107 Pascal a una profundidad de 1.072,896 m en la formación Lagunillas
Inferior. Posteriormente, la curva desciende a 1,54 x107 Pascal a una profundidad de 1.100,328 m. Es importante
resaltar que las magnitudes reportadas en la curva generada en 2016 son significativamente mayores que las obtenidas
mediante métodos empíricos en 2009.
Figura 10. Comparación de las curvas de sobrecarga (OBG) generadas en 2009 y 2016 para los miembros Laguna y Lagunillas
Inferior.
Figura 11. Comparación de las curvas de esfuerzo horizontal máximo (SHmáx) generadas en 2009 y 2016 para los miembros
Laguna y Lagunillas Inferior.
20000000.00
20500000.00
21000000.00
21500000.00
22000000.00
22500000.00
23000000.00
23500000.00
24000000.00
24500000.00
960.0 980.0 1000.0 1020.0 1040.0 1060.0 1080.0 1100.0 1120.0 1140.0
Sobrecarga (Pascal)
Profundidad (m)
OBG(2009) OBG(2016)
15000000.00
16000000.00
17000000.00
18000000.00
19000000.00
20000000.00
21000000.00
22000000.00
23000000.00
960.0 980.0 1000.0 1020.0 1040.0 1060.0 1080.0 1100.0 1120.0 1140.0
SHmáx (Pascal)
Profundidad (m)
SH (2009) SH (2016)
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Figura 12. Comparación de las curvas de esfuerzo horizontal mínimo (Shmín) generadas en 2009 y 2016 para los miembros
Laguna y Lagunillas Inferior.
Figura 13. Comparación de las curvas de presión de poros (Pp) generadas en 2009 y 2016 para los miembros Laguna y
Lagunillas Inferior.
10000000
11000000
12000000
13000000
14000000
15000000
16000000
17000000
18000000
19000000
960.0 980.0 1000.0 1020.0 1040.0 1060.0 1080.0 1100.0 1120.0 1140.0
Shmín (Pascal)
Profundidad (m)
Sh (2009) Sh (2016)
0.00
2000000.00
4000000.00
6000000.00
8000000.00
10000000.00
12000000.00
950.0 1000.0 1050.0 1100.0 1150.0
Presión de poros (Pascal)
Profundidad (m)
Pp (2009) Pp (2016)
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Figura 14. Comparación de las curvas de presión efectiva generadas en 2009 y 2016 para los miembros Laguna y Lagunillas
Inferior.
Conclusiones
La investigación realizada sobre el yacimiento LGINF-07 en el Lago de Maracaibo evidencian que la integración
de la técnica DInSAR con datos de registros de pozos permite mejorar significativamente la precisión del modelo
geomecánico. Este enfoque permitió una identificación más eficiente de las zonas con mayor subsidencia, facilitando
la gestión operativa y la toma de decisiones estratégicas para mitigar el impacto en infraestructuras críticas y optimizar
la producción. El modelo actualizado no solo superó al anterior en términos de exactitud, sino que también refuerza
la importancia de utilizar tecnologías avanzadas en el monitoreo de deformaciones, asegurando una producción más
sostenible y segura.
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0.00
5000000.00
10000000.00
15000000.00
20000000.00
25000000.00
960.0 980.0 1000.0 1020.0 1040.0 1060.0 1080.0 1100.0 1120.0 1140.0
Presión efectiva (Pascal)
Profundidad (m)
Pefect (2009) Pefect (2016)
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Editor Asociado: Profa. MSc Ing. Ileanis Arenas
Escuela de Ingeniería Geodésica de la
Facultad de Ingeniería de la Universidad del Zulia
Maracaibo, 4001, Zulia, Venezuela
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UNIVERSIDAD
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