Los operadores perforan los pozos de exploración, fundamentalmente para obtener información sobre la litología, la estructura y el contenido de fluidos de las rocas que definen un área prospectiva. A menudo, los intereses que dirigen el proceso de perforación compiten entre sí. Mientras que el objetivo del grupo de trabajo de perforación es perforar el pozo de manera segura y dentro de las restricciones de tiempo y costos, el enfoque del petrofísico, el geólogo y el ingeniero de yacimien-tos se centra en obtener mediciones precisas a partir de los registros, y muestras de rocas y flui-dos representativas.
Para lograr los objetivos de perforación, los operadores requieren un fluido de perforación que satisfaga las normas ambientales y tenga un rendimiento técnico económicamente eficiente. Los ambientes de alta presión y alta temperatura (HPHT), que pueden afectar de manera significa-tiva el rendimiento de los fluidos de perforación, son especialmente desafiantes.1 Desde el punto de vista de un perforador, el rendimiento de los fluidos de perforación a base de aceite general-mente es superior al de los fluidos a base de agua en condiciones HPHT. En comparación con la mayoría de los fluidos a base de agua, los fluidos a base de aceite poseen una mayor estabilidad de la viscosidad, más tolerancia térmica y mejores propiedades de inhibición, lo que los convierte en la solución preferida para las operaciones de per-foración HPHT.
No obstante, los fluidos de perforación que satisfacen las necesidades del grupo de trabajo de perforación pueden generar problemas para los petrofísicos e ingenieros. Por ejemplo, las tres tecnologías principales para caracterizar la pre-sión del yacimiento son las pruebas de pozos, las pruebas de formación con herramientas operadas con cable y la medición de la presión de formación durante la perforación. Estos métodos se basan en mediciones obtenidas en la pared del pozo y, por consiguiente, pueden ser afectados por el fluido de perforación.
El filtrado proveniente de los fluidos de perforación puede invadir los poros de las rocas y mezclarse con los fluidos del yacimiento; como resultado de ello, puede suceder que la eva-luación de las formaciones y de los fluidos no refleje las condiciones reales del yacimiento. Los revoques de filtración espesos y la invasión de fluidos en la roca yacimiento pueden incidir adversamente en las muestras de rocas y fluidos, y alterar los rastros de hidrocarburos, complicando los estudios de comportamiento de fases y algunos análisis de los fluidos de yacimiento e interpretaciones geomecánicas.
Para garantizar que las muestras de fluidos sean adecuadas para los análisis geoquímicos, los ingenieros deben asegurarse de que las muestras de fluidos de formación y los recortes de rocas exhiban mínimas cantidades de fluido de perforación. Para un análisis de laboratorio óptimo de las muestras de fluidos y rocas yacimiento, el fluido de perforación debe tener una composición diferente de la del fluido de yacimiento esperado. De ese modo, el fluido de perforación infiltrado puede ser identificado y sus efectos pueden ser eliminados por filtrado durante el análisis de los datos.
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